文學(xué)來

摘 要：文章介紹了煙氣脫硝技術(shù)的方法和技術(shù)特點，闡述了選擇性催化還原法（SCR）的原理、流程及主要影響因素，對SCR、選擇性非催化還原（SCR）、SCR（SNCR）混合法技術(shù)進行了比較。選擇脫硝設(shè)備技術(shù)、運行成本維護及選擇性催化還原法（SCR）運行中的問題和解決措施。

關(guān)鍵詞：脫硝技術(shù)；SCR；催化劑；氮氧化物

引言

隨著我國經(jīng)濟的快速發(fā)展，大氣污染的問題日益嚴(yán)重，燃煤電廠排放的NOx是大氣污染物之一，NOx不但對人體呼吸道和眼睛造成傷害還會導(dǎo)致生命威脅，NOx濃度引起酸雨還會對農(nóng)業(yè)生產(chǎn)帶來減產(chǎn)影響，因此通過煙氣脫硝技術(shù)降低火電廠的NOx的排放。

1 主要脫硝方法

研究表明降低燃煤電廠氮氧化物排量的方法有主要有：

（1）降低鍋爐燃燒后產(chǎn)生煙氣中的NOx的排放量。

（2）通過配風(fēng)燃燒等調(diào)節(jié)降低燃燒過程NOx的生成量。

1.1 低NOx燃燒技術(shù)方法

（1）選擇合理的過量空氣系數(shù)，不增加鍋爐不完全燃燒和飛灰含碳量下，不引成鍋爐結(jié)焦盡量保證低氧燃燒，可降低大約10-20%的NOx排放。

（2）空氣分級燃燒是將燃燒所需空氣分兩級送入鍋爐即在燃料燃燒的第一階段在過量空氣系數(shù)小于1缺氧富燃燒條件下進行，通過降低燃燒的速度和燃燒區(qū)的溫度水平達到了在還原性的環(huán)境中限制了氮氧化物的生成反應(yīng)速率。第二階段是在第一階段燃燒生成的煙氣在過量空氣系數(shù)大于1的條件下進行充分燃燒降低30%NOx的排放。

（3）燃料分級燃燒是將比例不一樣的的燃料分別送入兩級燃燒區(qū)，80%的燃料在富氧條件下燃燒其燃燒后的產(chǎn)物和20%燃料混合在貧氧條件下燃燒，這樣第一級燃燒區(qū)生成的氮氧化物因在第二級燃燒區(qū)中的缺氧還原性氣氛中抑制了氮氧化物的生成并且將大部分氮氧化物還原生產(chǎn)氮分子降低20%氮氧化物的排放量。但是要求第二級的燃燒區(qū)對燃料細(xì)度和揮發(fā)分要求較高。

（4）通過煙氣再循環(huán)將進入空預(yù)器前的煙氣經(jīng)過再循環(huán)風(fēng)機送入爐膛內(nèi)，不但降低了燃燒區(qū)的溫度，還降低了爐內(nèi)的氧氣濃度從而抑制了氮氧化物的生成降低25%的排放量。

（5）燃煤機組對脫硝的低氮燃燒器的改造，都是在原來基礎(chǔ)上提高煤粉濃淡分離、風(fēng)粉分離程度能降低60%氮氧化物排放。

所以低NOx燃燒技術(shù)脫硝效率一般為25%至40%，能夠?qū)Ox排放控制在150mgN/m3至300mg/Nm3，但不能滿足國家排放要求所以必須進行煙氣脫硝處理。

1.2 煙氣脫硝技術(shù)（SCR）原理

電力及其他行業(yè)發(fā)展需求，各種煙氣脫硝技術(shù)得到了快速的發(fā)展，目前脫硝技術(shù)有：選擇性催化劑還原（SCR）法、選擇性非催化還原（SNCR）法、混合法即SCR/SNCR，因選擇性催還原法SCR脫硝效率高，技術(shù)成熟，我國大部分燃煤電廠廣泛的應(yīng)用。

選擇性催化還原SCR 法的原理是利用注入的NH3作為還原劑與煙氣中的NOx在300°-420°的溫度和催化劑的作用下反應(yīng)生成N2和H2O主要反應(yīng)：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

6NO+4NH3→5N2+6H2O

6NO2+8NH3+O2→7N2+12H2O

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O

2 選擇合適脫硝技術(shù)

SCR選擇性催化還原脫氮法目前是應(yīng)用最普遍、技術(shù)最成熟的脫硝技術(shù)，在世界范圍內(nèi)得到了廣泛的應(yīng)用。首先相對于選擇性非催化還原（SCR）脫硝效率達到25%-40%、SCR（SNCR）混合法能達到40%-90%、SCR選擇性催化還原法其NOx的脫除率達到70%-90%脫硝效率高。其次SCR選擇性催化還原法的氨氣逃逸率低大概在3-5PPm與混合法相當(dāng)，SNCR為5-10ppm相對較高，逃逸率過高不經(jīng)濟和影響安全。最后對于已經(jīng)采用低NOx 燃燒技術(shù)的機組，如實際鍋爐爐膛出口NOx 平均排放水平已低于300mg/Nm3，已處于一個相對比較低的水平，如繼續(xù)采用SNCR 脫銷效率一般只能達到25%-40%意義不大，且該方法相對SCR法效率低氨逃逸率高對鍋爐尾部設(shè)備部影響大，選用SNCR/SCR 混合技術(shù)，因難于控制好氧的分布適應(yīng)NOx分布問題，因此相比SCR沒有任何優(yōu)勢。雖然SCR相對其他兩種方法由于催化劑的布置會造成較大的壓力損失且高灰份會磨損催化劑，占地空間也較大，但是由于選擇性催化還原法SCR較高的脫硝效率考慮到脫硝排放標(biāo)準(zhǔn)的要求，應(yīng)用脫硝效率高、技術(shù)最成熟的選擇性催化還原法（SCR）。

選擇性催化還原法（SCR）系統(tǒng)包括脫硝反應(yīng)器、液氨儲存、氨氣噴入系統(tǒng)及相關(guān)的控制調(diào)節(jié)，SCR煙氣脫硝系統(tǒng)等。工藝流程如下圖1。

圖1 SCR煙氣脫硝系統(tǒng)典型工藝流程圖

2.1 脫硝反應(yīng)器布置方式

選擇性催化還原法SCR布置按照溫度布置分為高溫段和低溫段，高溫段又分為高溫高灰即布置在省煤器和空氣預(yù)熱器之間，高溫低灰段是布置在空氣預(yù)熱器與電除塵之間，低溫段一般也叫做低溫低灰段布置在脫硫裝置之后煙囪之間。高溫高灰段布置方式由于灰分較高對催化劑的磨損嚴(yán)重但是由于該區(qū)的溫度大概為300°-400°滿足大部分催化劑的活性要求脫硝反應(yīng)效率較好，高溫低灰段是在煙氣經(jīng)過電除塵后進入脫硝裝置由于電除塵入口溫度很難保持在300°-400°雖然該段灰分較低但是由于電除塵溫度限制一般不采用。低溫低灰段的特點是灰分低對催化劑幾乎無磨損但是由于布置在脫硫之后且溫度50°-60°較低催化的活性差，為保證脫硝的反應(yīng)需要增加煙氣的加熱設(shè)備，提高了運行費用增加了投資且不經(jīng)濟。所以根據(jù)綜合考慮一般采取高溫高灰段的布置方式。

2.2 如何選擇SCR還原劑

表1 還原劑比較情況

從表1上分析得出：液氨相比氨水、尿素作為還原劑無論在經(jīng)濟上還是運輸條件及液氨的供應(yīng)保障上都比其他兩種有明顯的優(yōu)勢所以應(yīng)優(yōu)先選擇液氨作為燃煤火電廠的脫硝還原劑。

2.3 吹灰方式選擇

聲波吹灰是將壓縮空氣轉(zhuǎn)換成大功率聲波送入爐內(nèi)，受熱面的積灰受到一定頻率交替變化的疏密波反復(fù)拉、壓時，因疲勞疏松脫落，被煙氣流帶走，或在重力作用下，沉落至灰斗排出。

傳統(tǒng)的吹灰方法有蒸汽吹灰，壓縮空氣吹灰，鋼珠吹灰器等但是這些吹灰方式在操作和性能上都有不足。比如吹灰范圍有限，存在死角，耗能高，維修費用高、操作不方便，有把管壁吹薄吹壞的副作用等，因此對于處于煙氣高溫段，煙氣中粉塵是干燥松散的積灰層，利用聲波吹灰是以空氣作介質(zhì)，不但使SCR催化劑上集聚的灰塵松脫，達到除灰的效果，運行中不會產(chǎn)生其他副作用而且聲波的能量衰減慢及聲波的繞射特點利用聲波吹灰可以做到無吹灰死角且不損壞催化劑，吹灰效果好，維護量少、運行的費用低。結(jié)合實際SCR脫硝反應(yīng)器工作環(huán)境建議將SCR脫硝吹灰器改造為聲波吹灰器。

3 控制和降低SCR脫硝系統(tǒng)成本

選擇性催化還原法（SCR）效率高能明顯降低氮氧化物的排放量，但是脫硝系統(tǒng)的安裝、維護、檢修的投入成本很高，怎樣降低脫硝的投入成本提高經(jīng)濟性是每個電廠面對的問題。主要費用有：（1）SCR反應(yīng)器；（2）SCR 催化劑；（3）氨的成本與噴射量。表2是某600MW機組脫硝液氨用量。

表2 單臺機脫硝液氨用量

脫硝的成本中催化劑的占的比重較高能達到30%，所以使用活性較高壽命較長的催化劑能降低脫硝的運行成本，脫硝催化劑更換工作量大且復(fù)雜，所以預(yù)留的備用層可以安裝新的催化劑這樣可以減少催化劑的更換量，充分利用未完全失效的就催化劑減少了催化劑的更換費用也提高和保證了脫銷效率。

提高催化劑使用壽命、保證活性是降低經(jīng)濟成本的條件。催化劑的使用壽命約2～3年。要保證這期間規(guī)范運行操作，根據(jù)規(guī)程指導(dǎo)操作，避免引起催化劑損壞、失效使催化劑壽命大大降低的誤操作。

催化劑的價值昂貴對于金屬氧化物污染脫硝催化劑的情況，一般運行中盡量減少催化劑中毒的時間才可以延長催化劑活性和運行壽命，所以要求在啟停機和事故處理等鍋爐燃燒惡劣工況下及時隔離脫硝系統(tǒng)。

4 選擇性催化還原法SCR脫硝運行中存在的問題與解決措施

4.1 SCR入口煙氣溫度不滿足要求

根據(jù)催化劑的物理、化學(xué)特性其活性溫度范圍300～420℃，當(dāng)反應(yīng)溫度在高溫區(qū)域使用時，高溫促使催化劑的表面燒結(jié)，降低催化劑使用壽命尤其煙氣溫度大于450℃時將導(dǎo)致催化劑損毀。脫硝反應(yīng)裝置入口溫度低于310℃時，煙氣中SO3和H2O形成NH4HSO4和（NH4）2SO4，溫度降低后形成粘稠物，從而腐蝕堵塞空預(yù)器冷端，造成空預(yù)器差壓差壓增大，引風(fēng)機電流升高。

一般各電廠電網(wǎng)調(diào)度負(fù)荷為40%負(fù)荷至100%負(fù)荷或50%負(fù)荷至100%負(fù)荷，當(dāng)機組負(fù)荷接近或低于50%負(fù)荷時，很多電廠此時脫硝入口煙溫已經(jīng)低于脫硝SCR最低煙溫要求，同時設(shè)計上如沒有設(shè)計省煤器煙氣旁路，造成脫硝系統(tǒng)頻繁退出，脫硝投運率降低。

南方某600MW機組脫硝入口煙溫經(jīng)驗值如表3。

表3

為了滿足脫硝投運率與電網(wǎng)調(diào)度要求盡可能減少脫硝退出時間，需要通過運行調(diào)整，使得在調(diào)度負(fù)荷范圍內(nèi)，脫硝入口最低煙溫在保護值以上。

脫硝入口煙溫的調(diào)節(jié)主要從鍋爐燃燒調(diào)整方面控制，采取的措施：調(diào)節(jié)各運行磨的煤量分配或通過倒磨維持上層磨運行提高火焰中心，使得熱值較低含水位較高的煤種盡量多燒一些，這樣產(chǎn)生的煙氣量會多增加尾部煙道的對流換熱；停止?fàn)t膛吹灰或尾部煙道吹灰；調(diào)節(jié)開啟再熱煙氣擋板。通過調(diào)節(jié)再熱煙氣擋板，使得再熱器側(cè)走更多的煙氣，由于再熱器側(cè)受熱面相對較少，達到提高再熱器后即脫硝入口煙氣溫度的目的；由于南方廠電網(wǎng)的峰谷差較大，降大負(fù)荷時應(yīng)根據(jù)脫硝入口的溫度及時提前提高鍋爐的總風(fēng)量，防止降負(fù)荷時總風(fēng)量降的太快，導(dǎo)致低負(fù)荷時脫硝入口煙溫短時間過低，有煙氣旁路的機組當(dāng)脫硝入口溫度降到保護值之前提前開啟旁路擋板提高脫硝入口煙溫，低負(fù)荷250MW-300MW時候應(yīng)提高鍋爐總風(fēng)量保證脫硝盡量不退出。低負(fù)荷盡量提高中間點溫度停止?fàn)t膛吹灰，使得水冷壁受熱面吸熱減少；總之提高脫硝入口煙溫的調(diào)節(jié)方法與排煙溫度的調(diào)節(jié)手段相反，所以低負(fù)荷階段，脫硝系統(tǒng)的運行影響到了機組運行的經(jīng)濟性和安全性。

4.2 氨逃逸率不準(zhǔn)

氨氣逃逸率：指在脫硝裝置出口未參與還原反應(yīng)的氨氣的多少，正常運行中，為了阻止和減少生成硫酸氫氨要嚴(yán)格控制尾部煙道的中逃逸NH3的量和控制脫硝裝置的入口煙氣溫度，因為氨氣的逃逸率越大生成的氨鹽也降低了電除塵和脫硫的效率，所以要嚴(yán)格控制氨氣的逃逸率這樣阻止生成硫酸氫氨還減少了氨氣的使用量，提高經(jīng)濟和安全性。目前測量氨氣逃逸的方法有三種： TDLAS激光原位安裝法、TDLAS激光干式抽取法、抽取式化學(xué)分光法，一般對于高灰段采取第二種。如測量氨逃逸不是很準(zhǔn)確，數(shù)據(jù)也不具有代表性，造成氨逃逸的控制很難?？梢酝ㄟ^監(jiān)視表計顯示的排放的氮氧化物濃度作為前饋結(jié)合當(dāng)前監(jiān)測到的氨氣逃逸率為根據(jù)，運行人員及時調(diào)整和控制脫硝裝置的噴入的氨量，保證實際噴氨量小于在當(dāng)前鍋爐總風(fēng)量和氮氧化物濃度下的理論噴氨量，因此脫硝裝置的氮氧化物等在線監(jiān)測的儀表需要定期的維護保證表計準(zhǔn)確性。還可以將NH3/NOx摩爾比上傳至DCS畫面，當(dāng)效率約80%時，NH3/NOx摩爾比約在0.83～0.84之間。根據(jù)對摩爾比的監(jiān)視控制氨逃逸在規(guī)定范圍內(nèi)。還有在脫硝調(diào)試運行期間進行脫硝系統(tǒng)的噴氨流場優(yōu)化試驗也是減少氨逃逸的方法。通過對各噴氨手動門的調(diào)整控制噴氨量使得NH3的分布與NOx的分布吻合。

4.3 防止脫硝反應(yīng)器的催化劑堵塞、燒結(jié)、失效、處理

硫酸氫氨凝結(jié)物會粘附煙氣中的灰分或不完全燃燒的煤粉顆粒和油，在脫硝催化劑處沉積，由于硫酸氫氨凝結(jié)物高溫可以分解的特點，通過提高催化劑處的煙氣溫度熱力再生可以消除催化劑的硫酸氫氨凝結(jié)物沉積現(xiàn)象，所以按某國產(chǎn)蜂窩式催化劑技術(shù)要求，煙溫區(qū)間為300-427℃，最低噴氨溫度為300℃，最低連續(xù)噴氨溫度為310℃，煙氣溫度在300-310℃之間只能斷續(xù)運行，時間超過12小時必須停止噴氨，同時因恢復(fù)煙溫至340℃以上運行相同時間將生成的硫酸氫氨分解。

另外利用水力、氣力、振動等方法清除沉積的灰顆粒也可以利用常見的加裝導(dǎo)流和篩網(wǎng)可以大大減少飛灰顆粒的沉積，保證吹灰器可靠投入，定時吹灰保證催化劑表面的清潔。如引風(fēng)機運行，脫硝系統(tǒng)的稀釋風(fēng)機不能停止運行，以保證脫硝噴氨噴頭的通暢防止積灰堵塞。

引起催化劑的燒結(jié)、失效原因有：（1）鍋爐變負(fù)荷或燃燒異常使排煙溫度波動較大，催化劑各部分受熱不均勻，產(chǎn)生熱應(yīng)力，造成催化劑機械變形而導(dǎo)致部分脫落；（2）由于SCR脫硝系統(tǒng)位于高溫?zé)煔鈪^(qū)，催化劑中某些成分因高溫而發(fā)生粒晶形態(tài)改變，從而導(dǎo)致催化劑性能改變。根據(jù)上述情況，采取了以下防范措施。首先是在機組冷態(tài)啟動時，SCR脫硝裝置先預(yù)熱，催化劑被預(yù)熱至煙氣露點以上方可投入運行，有效地避免啟動時催化劑燒結(jié)和損傷。控制預(yù)熱器的溫升在小于30℃/min以內(nèi)也有利空預(yù)器吸熱緩慢膨脹。其次脫硝裝置運行中應(yīng)密切關(guān)注SCR脫硝裝置入口煙氣溫度，如果脫硝入口煙溫大于420℃時且超過一定時間，應(yīng)盡快降負(fù)荷降低鍋爐尾部煙道的溫度并切斷噴氨系統(tǒng)及時保護催化劑。

4.4 空氣預(yù)熱器堵塞和腐蝕

SCR脫硝系統(tǒng)采用V2O5作為催化劑，當(dāng)排煙煙溫在150-230℃范圍時逃逸的氨氣在空氣預(yù)熱器處，煙氣中SO3和H2O形成硫酸氫氨這種粘稠的硫酸鹽會造成空預(yù)器冷端的腐蝕堵塞。

加裝SCR脫硝裝置后將對空氣預(yù)熱器的工作環(huán)境產(chǎn)生影響，主要以下幾點：

（1）由于脫硝催化劑的作用，煙氣中由SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率增加，煙氣中的SO3量增加，煙氣酸露點溫度升高，由此加劇空氣預(yù)熱器的酸腐蝕和堵灰。

（2）SCR脫硝裝置中的逸出氨（NH3）與煙氣中的SO3和水蒸汽生成硫酸氫氨凝結(jié)物：

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

硫酸氫銨在146℃～200℃間能凝結(jié)成粘性很強的狀態(tài)，其凝結(jié)溫度范圍處于空預(yù)器的中低溫段由于常規(guī)吹灰無法有效的吹掃會造成當(dāng)鍋爐燃燒高灰分煤種時，煤燃燒產(chǎn)生的大量灰分粘附和沉積在空氣預(yù)熱器表面的換熱元件上，不但增加空預(yù)器得阻力，如長期運行還會堵塞空預(yù)器減小通流面積。

（3）增加SCR后由于空預(yù)器煙、風(fēng)兩側(cè)的壓差變化相對改造前增加了，增加的煙、風(fēng)兩側(cè)壓差將會使空預(yù)器的漏風(fēng)率增加，考慮SCR運行階段原預(yù)熱器中間層部分高度和冷端將出現(xiàn)硫酸氫銨凝結(jié)，造成預(yù)熱器堵灰，因此，預(yù)熱器改造時將原冷端和中溫段的傳熱元件合并改為搪瓷傳熱元件，元件從三層布置改為二層布置。傳熱元件總高會有所增加（原有空預(yù)器已預(yù)留增加空間），以增加預(yù)熱器的換熱面來保證原鍋爐的排煙溫度和熱風(fēng)溫度不變。換熱元件改造后，雖然保證了原空氣預(yù)熱器的漏風(fēng)率，但是由于高度的變化阻力略有增加，預(yù)熱器脫銷改造后基本上不會影響原來鋼構(gòu)架的受力。為了滿足SCR脫硝運行工況和適應(yīng)冷端傳熱元件層加深需求，空氣預(yù)熱器的吹灰器改為（蒸汽+高壓水）雙介質(zhì)的吹灰器，配置高壓水泵升壓來的工業(yè)水。也有電廠在空預(yù)器堵塞后嘗試在線半側(cè)隔絕空預(yù)器，進行水沖洗?？疹A(yù)器半側(cè)在線沖洗要求蓄熱片溫度低于100℃時進行防止冷熱沖擊空預(yù)器變形，各風(fēng)門擋板要求關(guān)閉嚴(yán)密，做好嚴(yán)防負(fù)壓波動煙氣串入的措施。

5 結(jié)束語

選擇性催化還原法SCR脫硝設(shè)備系統(tǒng)的投入使用不但增加了引風(fēng)機的電耗、逃逸NH3生成的氨鹽導(dǎo)致空預(yù)器的腐蝕、堵塞概率增加，還會增加煙道的壓力損失，催化劑受到省煤器后的排煙溫度及煙氣中灰分的限制和影響但是由于其脫硝效率能達70%-90%，相對其他兩種方法效率最高即使鍋爐安全性和經(jīng)濟性降低，但符合了國家環(huán)保的排放指標(biāo)小于100mg/Nm3的要求?？偟膩碚f，因為爐內(nèi)燃燒脫硝技術(shù)運行維護費很低，所以先對鍋爐進行燃燒改造后再結(jié)合選擇性催化還原法（SCR）脫硝技術(shù)獲得很低的NOx排放。

參考文獻

[1]王文選，肖志均，夏懷祥.火電廠脫硝技術(shù)綜述[J].電力設(shè)備，2006（8）：2-5.

[2]羅石其，尹進，宋燕友，等.廣東大唐潮州三百門電廠#3、#4機組脫硝改造項目可行性研究報告[R].2010（4）.

[3]杜和沖，袁德剛.潮州電廠#3、#4爐脫硝SCR區(qū)運行規(guī)程[S].2012（9）.

另外利用水力、氣力、振動等方法清除沉積的灰顆粒也可以利用常見的加裝導(dǎo)流和篩網(wǎng)可以大大減少飛灰顆粒的沉積，保證吹灰器可靠投入，定時吹灰保證催化劑表面的清潔。如引風(fēng)機運行，脫硝系統(tǒng)的稀釋風(fēng)機不能停止運行，以保證脫硝噴氨噴頭的通暢防止積灰堵塞。

引起催化劑的燒結(jié)、失效原因有：（1）鍋爐變負(fù)荷或燃燒異常使排煙溫度波動較大，催化劑各部分受熱不均勻，產(chǎn)生熱應(yīng)力，造成催化劑機械變形而導(dǎo)致部分脫落；（2）由于SCR脫硝系統(tǒng)位于高溫?zé)煔鈪^(qū)，催化劑中某些成分因高溫而發(fā)生粒晶形態(tài)改變，從而導(dǎo)致催化劑性能改變。根據(jù)上述情況，采取了以下防范措施。首先是在機組冷態(tài)啟動時，SCR脫硝裝置先預(yù)熱，催化劑被預(yù)熱至煙氣露點以上方可投入運行，有效地避免啟動時催化劑燒結(jié)和損傷。控制預(yù)熱器的溫升在小于30℃/min以內(nèi)也有利空預(yù)器吸熱緩慢膨脹。其次脫硝裝置運行中應(yīng)密切關(guān)注SCR脫硝裝置入口煙氣溫度，如果脫硝入口煙溫大于420℃時且超過一定時間，應(yīng)盡快降負(fù)荷降低鍋爐尾部煙道的溫度并切斷噴氨系統(tǒng)及時保護催化劑。

4.4 空氣預(yù)熱器堵塞和腐蝕

SCR脫硝系統(tǒng)采用V2O5作為催化劑，當(dāng)排煙煙溫在150-230℃范圍時逃逸的氨氣在空氣預(yù)熱器處，煙氣中SO3和H2O形成硫酸氫氨這種粘稠的硫酸鹽會造成空預(yù)器冷端的腐蝕堵塞。

加裝SCR脫硝裝置后將對空氣預(yù)熱器的工作環(huán)境產(chǎn)生影響，主要以下幾點：

（1）由于脫硝催化劑的作用，煙氣中由SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率增加，煙氣中的SO3量增加，煙氣酸露點溫度升高，由此加劇空氣預(yù)熱器的酸腐蝕和堵灰。

（2）SCR脫硝裝置中的逸出氨（NH3）與煙氣中的SO3和水蒸汽生成硫酸氫氨凝結(jié)物：

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

硫酸氫銨在146℃～200℃間能凝結(jié)成粘性很強的狀態(tài)，其凝結(jié)溫度范圍處于空預(yù)器的中低溫段由于常規(guī)吹灰無法有效的吹掃會造成當(dāng)鍋爐燃燒高灰分煤種時，煤燃燒產(chǎn)生的大量灰分粘附和沉積在空氣預(yù)熱器表面的換熱元件上，不但增加空預(yù)器得阻力，如長期運行還會堵塞空預(yù)器減小通流面積。

（3）增加SCR后由于空預(yù)器煙、風(fēng)兩側(cè)的壓差變化相對改造前增加了，增加的煙、風(fēng)兩側(cè)壓差將會使空預(yù)器的漏風(fēng)率增加，考慮SCR運行階段原預(yù)熱器中間層部分高度和冷端將出現(xiàn)硫酸氫銨凝結(jié)，造成預(yù)熱器堵灰，因此，預(yù)熱器改造時將原冷端和中溫段的傳熱元件合并改為搪瓷傳熱元件，元件從三層布置改為二層布置。傳熱元件總高會有所增加（原有空預(yù)器已預(yù)留增加空間），以增加預(yù)熱器的換熱面來保證原鍋爐的排煙溫度和熱風(fēng)溫度不變。換熱元件改造后，雖然保證了原空氣預(yù)熱器的漏風(fēng)率，但是由于高度的變化阻力略有增加，預(yù)熱器脫銷改造后基本上不會影響原來鋼構(gòu)架的受力。為了滿足SCR脫硝運行工況和適應(yīng)冷端傳熱元件層加深需求，空氣預(yù)熱器的吹灰器改為（蒸汽+高壓水）雙介質(zhì)的吹灰器，配置高壓水泵升壓來的工業(yè)水。也有電廠在空預(yù)器堵塞后嘗試在線半側(cè)隔絕空預(yù)器，進行水沖洗?？疹A(yù)器半側(cè)在線沖洗要求蓄熱片溫度低于100℃時進行防止冷熱沖擊空預(yù)器變形，各風(fēng)門擋板要求關(guān)閉嚴(yán)密，做好嚴(yán)防負(fù)壓波動煙氣串入的措施。

5 結(jié)束語

選擇性催化還原法SCR脫硝設(shè)備系統(tǒng)的投入使用不但增加了引風(fēng)機的電耗、逃逸NH3生成的氨鹽導(dǎo)致空預(yù)器的腐蝕、堵塞概率增加，還會增加煙道的壓力損失，催化劑受到省煤器后的排煙溫度及煙氣中灰分的限制和影響但是由于其脫硝效率能達70%-90%，相對其他兩種方法效率最高即使鍋爐安全性和經(jīng)濟性降低，但符合了國家環(huán)保的排放指標(biāo)小于100mg/Nm3的要求?？偟膩碚f，因為爐內(nèi)燃燒脫硝技術(shù)運行維護費很低，所以先對鍋爐進行燃燒改造后再結(jié)合選擇性催化還原法（SCR）脫硝技術(shù)獲得很低的NOx排放。

參考文獻

[1]王文選，肖志均，夏懷祥.火電廠脫硝技術(shù)綜述[J].電力設(shè)備，2006（8）：2-5.

[2]羅石其，尹進，宋燕友，等.廣東大唐潮州三百門電廠#3、#4機組脫硝改造項目可行性研究報告[R].2010（4）.

[3]杜和沖，袁德剛.潮州電廠#3、#4爐脫硝SCR區(qū)運行規(guī)程[S].2012（9）.

另外利用水力、氣力、振動等方法清除沉積的灰顆粒也可以利用常見的加裝導(dǎo)流和篩網(wǎng)可以大大減少飛灰顆粒的沉積，保證吹灰器可靠投入，定時吹灰保證催化劑表面的清潔。如引風(fēng)機運行，脫硝系統(tǒng)的稀釋風(fēng)機不能停止運行，以保證脫硝噴氨噴頭的通暢防止積灰堵塞。

引起催化劑的燒結(jié)、失效原因有：（1）鍋爐變負(fù)荷或燃燒異常使排煙溫度波動較大，催化劑各部分受熱不均勻，產(chǎn)生熱應(yīng)力，造成催化劑機械變形而導(dǎo)致部分脫落；（2）由于SCR脫硝系統(tǒng)位于高溫?zé)煔鈪^(qū)，催化劑中某些成分因高溫而發(fā)生粒晶形態(tài)改變，從而導(dǎo)致催化劑性能改變。根據(jù)上述情況，采取了以下防范措施。首先是在機組冷態(tài)啟動時，SCR脫硝裝置先預(yù)熱，催化劑被預(yù)熱至煙氣露點以上方可投入運行，有效地避免啟動時催化劑燒結(jié)和損傷。控制預(yù)熱器的溫升在小于30℃/min以內(nèi)也有利空預(yù)器吸熱緩慢膨脹。其次脫硝裝置運行中應(yīng)密切關(guān)注SCR脫硝裝置入口煙氣溫度，如果脫硝入口煙溫大于420℃時且超過一定時間，應(yīng)盡快降負(fù)荷降低鍋爐尾部煙道的溫度并切斷噴氨系統(tǒng)及時保護催化劑。

4.4 空氣預(yù)熱器堵塞和腐蝕

SCR脫硝系統(tǒng)采用V2O5作為催化劑，當(dāng)排煙煙溫在150-230℃范圍時逃逸的氨氣在空氣預(yù)熱器處，煙氣中SO3和H2O形成硫酸氫氨這種粘稠的硫酸鹽會造成空預(yù)器冷端的腐蝕堵塞。

加裝SCR脫硝裝置后將對空氣預(yù)熱器的工作環(huán)境產(chǎn)生影響，主要以下幾點：

（1）由于脫硝催化劑的作用，煙氣中由SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率增加，煙氣中的SO3量增加，煙氣酸露點溫度升高，由此加劇空氣預(yù)熱器的酸腐蝕和堵灰。

（2）SCR脫硝裝置中的逸出氨（NH3）與煙氣中的SO3和水蒸汽生成硫酸氫氨凝結(jié)物：

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

硫酸氫銨在146℃～200℃間能凝結(jié)成粘性很強的狀態(tài)，其凝結(jié)溫度范圍處于空預(yù)器的中低溫段由于常規(guī)吹灰無法有效的吹掃會造成當(dāng)鍋爐燃燒高灰分煤種時，煤燃燒產(chǎn)生的大量灰分粘附和沉積在空氣預(yù)熱器表面的換熱元件上，不但增加空預(yù)器得阻力，如長期運行還會堵塞空預(yù)器減小通流面積。

（3）增加SCR后由于空預(yù)器煙、風(fēng)兩側(cè)的壓差變化相對改造前增加了，增加的煙、風(fēng)兩側(cè)壓差將會使空預(yù)器的漏風(fēng)率增加，考慮SCR運行階段原預(yù)熱器中間層部分高度和冷端將出現(xiàn)硫酸氫銨凝結(jié)，造成預(yù)熱器堵灰，因此，預(yù)熱器改造時將原冷端和中溫段的傳熱元件合并改為搪瓷傳熱元件，元件從三層布置改為二層布置。傳熱元件總高會有所增加（原有空預(yù)器已預(yù)留增加空間），以增加預(yù)熱器的換熱面來保證原鍋爐的排煙溫度和熱風(fēng)溫度不變。換熱元件改造后，雖然保證了原空氣預(yù)熱器的漏風(fēng)率，但是由于高度的變化阻力略有增加，預(yù)熱器脫銷改造后基本上不會影響原來鋼構(gòu)架的受力。為了滿足SCR脫硝運行工況和適應(yīng)冷端傳熱元件層加深需求，空氣預(yù)熱器的吹灰器改為（蒸汽+高壓水）雙介質(zhì)的吹灰器，配置高壓水泵升壓來的工業(yè)水。也有電廠在空預(yù)器堵塞后嘗試在線半側(cè)隔絕空預(yù)器，進行水沖洗。空預(yù)器半側(cè)在線沖洗要求蓄熱片溫度低于100℃時進行防止冷熱沖擊空預(yù)器變形，各風(fēng)門擋板要求關(guān)閉嚴(yán)密，做好嚴(yán)防負(fù)壓波動煙氣串入的措施。

5 結(jié)束語

選擇性催化還原法SCR脫硝設(shè)備系統(tǒng)的投入使用不但增加了引風(fēng)機的電耗、逃逸NH3生成的氨鹽導(dǎo)致空預(yù)器的腐蝕、堵塞概率增加，還會增加煙道的壓力損失，催化劑受到省煤器后的排煙溫度及煙氣中灰分的限制和影響但是由于其脫硝效率能達70%-90%，相對其他兩種方法效率最高即使鍋爐安全性和經(jīng)濟性降低，但符合了國家環(huán)保的排放指標(biāo)小于100mg/Nm3的要求?？偟膩碚f，因為爐內(nèi)燃燒脫硝技術(shù)運行維護費很低，所以先對鍋爐進行燃燒改造后再結(jié)合選擇性催化還原法（SCR）脫硝技術(shù)獲得很低的NOx排放。

參考文獻

[1]王文選，肖志均，夏懷祥.火電廠脫硝技術(shù)綜述[J].電力設(shè)備，2006（8）：2-5.

[2]羅石其，尹進，宋燕友，等.廣東大唐潮州三百門電廠#3、#4機組脫硝改造項目可行性研究報告[R].2010（4）.

[3]杜和沖，袁德剛.潮州電廠#3、#4爐脫硝SCR區(qū)運行規(guī)程[S].2012（9）.