燃煤鍋爐使用脫硝技術與運行特性探討

文學來

摘 要：文章介紹了煙氣脫硝技術的方法和技術特點，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）混合法技術進行了比較。選擇脫硝設備技術、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。

關鍵詞：脫硝技術；SCR；催化劑；氮氧化物

引言

隨著我國經濟的快速發展，大氣污染的問題日益嚴重，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致生命威脅，NOx濃度引起酸雨還會對農業生產帶來減產影響，因此通過煙氣脫硝技術降低火電廠的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）降低鍋爐燃燒后產生煙氣中的NOx的排放量。

（2）通過配風燃燒等調節降低燃燒過程NOx的生成量。

1.1 低NOx燃燒技術方法

（1）選擇合理的過量空氣系數，不增加鍋爐不完全燃燒和飛灰含碳量下，不引成鍋爐結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的溫度水平達到了在還原性的環境中限制了氮氧化物的生成反應速率。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，80%的燃料在富氧條件下燃燒其燃燒后的產物和20%燃料混合在貧氧條件下燃燒，這樣第一級燃燒區生成的氮氧化物因在第二級燃燒區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對燃料細度和揮發分要求較高。

（4）通過煙氣再循環將進入空預器前的煙氣經過再循環風機送入爐膛內，不但降低了燃燒區的溫度，還降低了爐內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，都是在原來基礎上提高煤粉濃淡分離、風粉分離程度能降低60%氮氧化物排放。

所以低NOx燃燒技術脫硝效率一般為25%至40%，能夠將NOx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（SCR）原理

電力及其他行業發展需求，各種煙氣脫硝技術得到了快速的發展，目前脫硝技術有：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，技術成熟，我國大部分燃煤電廠廣泛的應用。

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生成N2和H2O主要反應：

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

SCR選擇性催化還原脫氮法目前是應用最普遍、技術最成熟的脫硝技術，在世界范圍內得到了廣泛的應用。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，SNCR為5-10ppm相對較高，逃逸率過高不經濟和影響安全。最后對于已經采用低NOx 燃燒技術的機組，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備部影響大，選用SNCR/SCR 混合技術，因難于控制好氧的分布適應NOx分布問題，因此相比SCR沒有任何優勢。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準的要求，應用脫硝效率高、技術最成熟的選擇性催化還原法（SCR）。

選擇性催化還原法（SCR）系統包括脫硝反應器、液氨儲存、氨氣噴入系統及相關的控制調節，SCR煙氣脫硝系統等。工藝流程如下圖1。

圖1 SCR煙氣脫硝系統典型工藝流程圖

2.1 脫硝反應器布置方式

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熱器之間，高溫低灰段是布置在空氣預熱器與電除塵之間，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重但是由于該區的溫度大概為300°-400°滿足大部分催化劑的活性要求脫硝反應效率較好，高溫低灰段是在煙氣經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，為保證脫硝的反應需要增加煙氣的加熱設備，提高了運行費用增加了投資且不經濟。所以根據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濟上還是運輸條件及液氨的供應保障上都比其他兩種有明顯的優勢所以應優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換成大功率聲波送入爐內，受熱面的積灰受到一定頻率交替變化的疏密波反復拉、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，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。結合實際SCR脫硝反應器工作環境建議將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濟性是每個電廠面對的問題。主要費用有：（1）SCR反應器；（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雜，所以預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。要保證這期間規范運行操作，根據規程指導操作，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。

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

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

一般各電廠電網調度負荷為40%負荷至100%負荷或50%負荷至100%負荷，當機組負荷接近或低于50%負荷時，很多電廠此時脫硝入口煙溫已經低于脫硝SCR最低煙溫要求，同時設計上如沒有設計省煤器煙氣旁路，造成脫硝系統頻繁退出，脫硝投運率降低。

南方某600MW機組脫硝入口煙溫經驗值如表3。

表3

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

脫硝入口煙溫的調節主要從鍋爐燃燒調整方面控制，采取的措施：調節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，這樣產生的煙氣量會多增加尾部煙道的對流換熱；停止爐膛吹灰或尾部煙道吹灰；調節開啟再熱煙氣擋板。通過調節再熱煙氣擋板，使得再熱器側走更多的煙氣，由于再熱器側受熱面相對較少，達到提高再熱器后即脫硝入口煙氣溫度的目的；由于南方廠電網的峰谷差較大，降大負荷時應根據脫硝入口的溫度及時提前提高鍋爐的總風量，防止降負荷時總風量降的太快，導致低負荷時脫硝入口煙溫短時間過低，有煙氣旁路的機組當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，低負荷250MW-300MW時候應提高鍋爐總風量保證脫硝盡量不退出。低負荷盡量提高中間點溫度停止爐膛吹灰，使得水冷壁受熱面吸熱減少；總之提高脫硝入口煙溫的調節方法與排煙溫度的調節手段相反，所以低負荷階段，脫硝系統的運行影響到了機組運行的經濟性和安全性。

4.2 氨逃逸率不準

氨氣逃逸率：指在脫硝裝置出口未參與還原反應的氨氣的多少，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確，數據也不具有代表性，造成氨逃逸的控制很難。可以通過監視表計顯示的排放的氮氧化物濃度作為前饋結合當前監測到的氨氣逃逸率為根據，運行人員及時調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前鍋爐總風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測的儀表需要定期的維護保證表計準確性。還可以將NH3/NOx摩爾比上傳至DCS畫面，當效率約80%時，NH3/NOx摩爾比約在0.83～0.84之間。根據對摩爾比的監視控制氨逃逸在規定范圍內。還有在脫硝調試運行期間進行脫硝系統的噴氨流場優化試驗也是減少氨逃逸的方法。通過對各噴氨手動門的調整控制噴氨量使得NH3的分布與NOx的分布吻合。

4.3 防止脫硝反應器的催化劑堵塞、燒結、失效、處理

硫酸氫氨凝結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物沉積現象，所以按某國產蜂窩式催化劑技術要求，煙溫區間為300-427℃，最低噴氨溫度為300℃，最低連續噴氨溫度為310℃，煙氣溫度在300-310℃之間只能斷續運行，時間超過12小時必須停止噴氨，同時因恢復煙溫至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流和篩網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。如引風機運行，脫硝系統的稀釋風機不能停止運行，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、失效原因有：（1）鍋爐變負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，產生熱應力，造成催化劑機械變形而導致部分脫落；（2）由于SCR脫硝系統位于高溫煙氣區，催化劑中某些成分因高溫而發生粒晶形態改變，從而導致催化劑性能改變。根據上述情況，采取了以下防范措施。首先是在機組冷態啟動時，SCR脫硝裝置先預熱，催化劑被預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和損傷。控制預熱器的溫升在小于30℃/min以內也有利空預器吸熱緩慢膨脹。其次脫硝裝置運行中應密切關注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，應盡快降負荷降低鍋爐尾部煙道的溫度并切斷噴氨系統及時保護催化劑。

4.4 空氣預熱器堵塞和腐蝕

SCR脫硝系統采用V2O5作為催化劑，當排煙煙溫在150-230℃范圍時逃逸的氨氣在空氣預熱器處，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器冷端的腐蝕堵塞。

加裝SCR脫硝裝置后將對空氣預熱器的工作環境產生影響，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物：

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

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

（3）增加SCR后由于空預器煙、風兩側的壓差變化相對改造前增加了，增加的煙、風兩側壓差將會使空預器的漏風率增加，考慮SCR運行階段原預熱器中間層部分高度和冷端將出現硫酸氫銨凝結，造成預熱器堵灰，因此，預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（原有空預器已預留增加空間），以增加預熱器的換熱面來保證原鍋爐的排煙溫度和熱風溫度不變。換熱元件改造后，雖然保證了原空氣預熱器的漏風率，但是由于高度的變化阻力略有增加，預熱器脫銷改造后基本上不會影響原來鋼構架的受力。為了滿足SCR脫硝運行工況和適應冷端傳熱元件層加深需求，空氣預熱器的吹灰器改為（蒸汽+高壓水）雙介質的吹灰器，配置高壓水泵升壓來的工業水。也有電廠在空預器堵塞后嘗試在線半側隔絕空預器，進行水沖洗。空預器半側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器變形，各風門擋板要求關閉嚴密，做好嚴防負壓波動煙氣串入的措施。

5 結束語

選擇性催化還原法SCR脫硝設備系統的投入使用不但增加了引風機的電耗、逃逸NH3生成的氨鹽導致空預器的腐蝕、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濟性降低，但符合了國家環保的排放指標小于100mg/Nm3的要求。總的來說，因為爐內燃燒脫硝技術運行維護費很低，所以先對鍋爐進行燃燒改造后再結合選擇性催化還原法（SCR）脫硝技術獲得很低的NOx排放。

參考文獻

[1]王文選，肖志均，夏懷祥.火電廠脫硝技術綜述[J].電力設備，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區運行規程[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流和篩網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。如引風機運行，脫硝系統的稀釋風機不能停止運行，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、失效原因有：（1）鍋爐變負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，產生熱應力，造成催化劑機械變形而導致部分脫落；（2）由于SCR脫硝系統位于高溫煙氣區，催化劑中某些成分因高溫而發生粒晶形態改變，從而導致催化劑性能改變。根據上述情況，采取了以下防范措施。首先是在機組冷態啟動時，SCR脫硝裝置先預熱，催化劑被預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和損傷。控制預熱器的溫升在小于30℃/min以內也有利空預器吸熱緩慢膨脹。其次脫硝裝置運行中應密切關注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，應盡快降負荷降低鍋爐尾部煙道的溫度并切斷噴氨系統及時保護催化劑。

4.4 空氣預熱器堵塞和腐蝕

SCR脫硝系統采用V2O5作為催化劑，當排煙煙溫在150-230℃范圍時逃逸的氨氣在空氣預熱器處，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器冷端的腐蝕堵塞。

加裝SCR脫硝裝置后將對空氣預熱器的工作環境產生影響，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物：

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

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

（3）增加SCR后由于空預器煙、風兩側的壓差變化相對改造前增加了，增加的煙、風兩側壓差將會使空預器的漏風率增加，考慮SCR運行階段原預熱器中間層部分高度和冷端將出現硫酸氫銨凝結，造成預熱器堵灰，因此，預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（原有空預器已預留增加空間），以增加預熱器的換熱面來保證原鍋爐的排煙溫度和熱風溫度不變。換熱元件改造后，雖然保證了原空氣預熱器的漏風率，但是由于高度的變化阻力略有增加，預熱器脫銷改造后基本上不會影響原來鋼構架的受力。為了滿足SCR脫硝運行工況和適應冷端傳熱元件層加深需求，空氣預熱器的吹灰器改為（蒸汽+高壓水）雙介質的吹灰器，配置高壓水泵升壓來的工業水。也有電廠在空預器堵塞后嘗試在線半側隔絕空預器，進行水沖洗。空預器半側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器變形，各風門擋板要求關閉嚴密，做好嚴防負壓波動煙氣串入的措施。

5 結束語

選擇性催化還原法SCR脫硝設備系統的投入使用不但增加了引風機的電耗、逃逸NH3生成的氨鹽導致空預器的腐蝕、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濟性降低，但符合了國家環保的排放指標小于100mg/Nm3的要求。總的來說，因為爐內燃燒脫硝技術運行維護費很低，所以先對鍋爐進行燃燒改造后再結合選擇性催化還原法（SCR）脫硝技術獲得很低的NOx排放。

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[3]杜和沖，袁德剛.潮州電廠#3、#4爐脫硝SCR區運行規程[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流和篩網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。如引風機運行，脫硝系統的稀釋風機不能停止運行，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、失效原因有：（1）鍋爐變負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，產生熱應力，造成催化劑機械變形而導致部分脫落；（2）由于SCR脫硝系統位于高溫煙氣區，催化劑中某些成分因高溫而發生粒晶形態改變，從而導致催化劑性能改變。根據上述情況，采取了以下防范措施。首先是在機組冷態啟動時，SCR脫硝裝置先預熱，催化劑被預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和損傷。控制預熱器的溫升在小于30℃/min以內也有利空預器吸熱緩慢膨脹。其次脫硝裝置運行中應密切關注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，應盡快降負荷降低鍋爐尾部煙道的溫度并切斷噴氨系統及時保護催化劑。

4.4 空氣預熱器堵塞和腐蝕

SCR脫硝系統采用V2O5作為催化劑，當排煙煙溫在150-230℃范圍時逃逸的氨氣在空氣預熱器處，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器冷端的腐蝕堵塞。

加裝SCR脫硝裝置后將對空氣預熱器的工作環境產生影響，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物：

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

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

（3）增加SCR后由于空預器煙、風兩側的壓差變化相對改造前增加了，增加的煙、風兩側壓差將會使空預器的漏風率增加，考慮SCR運行階段原預熱器中間層部分高度和冷端將出現硫酸氫銨凝結，造成預熱器堵灰，因此，預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（原有空預器已預留增加空間），以增加預熱器的換熱面來保證原鍋爐的排煙溫度和熱風溫度不變。換熱元件改造后，雖然保證了原空氣預熱器的漏風率，但是由于高度的變化阻力略有增加，預熱器脫銷改造后基本上不會影響原來鋼構架的受力。為了滿足SCR脫硝運行工況和適應冷端傳熱元件層加深需求，空氣預熱器的吹灰器改為（蒸汽+高壓水）雙介質的吹灰器，配置高壓水泵升壓來的工業水。也有電廠在空預器堵塞后嘗試在線半側隔絕空預器，進行水沖洗。空預器半側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器變形，各風門擋板要求關閉嚴密，做好嚴防負壓波動煙氣串入的措施。

5 結束語

選擇性催化還原法SCR脫硝設備系統的投入使用不但增加了引風機的電耗、逃逸NH3生成的氨鹽導致空預器的腐蝕、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濟性降低，但符合了國家環保的排放指標小于100mg/Nm3的要求。總的來說，因為爐內燃燒脫硝技術運行維護費很低，所以先對鍋爐進行燃燒改造后再結合選擇性催化還原法（SCR）脫硝技術獲得很低的NOx排放。

參考文獻

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