本文介紹了SCR的基本原理，并以華潤(rùn)登封電廠一期300MW機(jī)組鍋爐為例，對(duì)其脫硝系統(tǒng)進(jìn)行詳細(xì)分析，探討了該脫硝裝置改造后的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方案，以及改造和優(yōu)化運(yùn)行方式后NOX的排放值能大幅降低進(jìn)行了驗(yàn)證，并列舉了幾例脫硝系統(tǒng)在實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中發(fā)生的問(wèn)題進(jìn)行了深刻的分析，并提供了有效的解決方案，取得良好的效果，最后針對(duì)本廠的實(shí)際情況制定了有效的防止空預(yù)器堵塞的諸多措施，從運(yùn)行情況看效果良好。
1 機(jī)組概述
華潤(rùn)電力登封有限公司一期工程2×300MW機(jī)組地處鄭州市西南65公里登封市境內(nèi)，工程于2001年1月破土動(dòng)工，其中#1機(jī)組于2004年07月03日正式投產(chǎn)，#2機(jī)組于2004年9月14日正常投產(chǎn)。
公司#1、#2鍋爐均為某公司生產(chǎn)的DG1025/18.2-II12型亞臨界、一次中間再熱、固態(tài)排渣、單爐膛、II型半露天布置、全鋼構(gòu)架、懸吊結(jié)構(gòu)、自然循環(huán)汽包爐。鍋爐采用容克式三分倉(cāng)回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器、平衡通風(fēng)、四角切圓直流水平濃淡燃燒器。設(shè)計(jì)煤種為登封本地石淙一礦煤，4套鋼球磨煤機(jī)，兩級(jí)分離、負(fù)壓運(yùn)行、中間儲(chǔ)倉(cāng)式制粉系統(tǒng)、熱一次風(fēng)送粉。設(shè)置三層共12支油槍穩(wěn)燃。兩臺(tái)鍋爐設(shè)計(jì)上均未預(yù)留脫硝系統(tǒng)安裝位置。
1.1.脫硝現(xiàn)狀
公司兩臺(tái)機(jī)組分別于2013年5月和10月份由龍凈環(huán)保股份有限公司完成脫硝技改工作，脫硝系統(tǒng)采用一爐兩個(gè)反應(yīng)器，由氨噴射系統(tǒng)、稀釋風(fēng)機(jī)、煙道、催化劑、吹灰系統(tǒng)等組成，公用系統(tǒng)利用廠區(qū)內(nèi)現(xiàn)有的#3、#4鍋爐的氨區(qū)系統(tǒng)，由現(xiàn)有系統(tǒng)進(jìn)行增容改造,增加1臺(tái)氨蒸發(fā)器及1臺(tái)緩沖罐。又于2015年底相續(xù)對(duì)兩臺(tái)鍋爐脫硝進(jìn)行了超潔凈改造，以滿足最新的NOX排放小于50mg/m3環(huán)保要求.
1.2SCR脫硝系統(tǒng)簡(jiǎn)介
一期鍋爐脫硝裝置布置在省煤器和空預(yù)器之間，脫硝系統(tǒng)采取選擇性催化還原法(SCR)去除煙氣中的NOX,還原劑采用純氨(純度≥99.6%),由液氨槽車(chē)運(yùn)送，利用卸料壓縮機(jī)，將液氨槽車(chē)輸送到液氨儲(chǔ)罐內(nèi)，并依靠自身重力和差壓將液氨儲(chǔ)罐中的液氨輸送到液氨蒸發(fā)槽內(nèi)，利用一期和二期機(jī)組的輔助蒸汽提供的熱能蒸發(fā)為氨氣，經(jīng)與稀釋風(fēng)機(jī)提供的空氣在氨/空氣混合器內(nèi)混合后，輸送至氨噴射系統(tǒng)，在SCR入口煙道處，噴射出的氨氣和來(lái)自鍋爐省煤器出口的煙氣混合后進(jìn)入SCR反應(yīng)器，通過(guò)催化劑進(jìn)行脫硝反應(yīng)，最終經(jīng)出口煙道至空預(yù)器、電除塵、脫硫裝置、煙囪排至大氣，達(dá)到脫硝目的。整套脫硝裝置主要由SCR反應(yīng)區(qū)和氨站區(qū)兩個(gè)區(qū)域組成，如圖1-1所示。
2 脫硝的基本原理
電廠脫硝原理主要是對(duì)燃燒的預(yù)處理、燃燒時(shí)技術(shù)改進(jìn)以及燃燒后處理。燃燒前處理主要是脫氮處理，減少燃燒物中的含氮量，進(jìn)而減少產(chǎn)生的氮氧化合物產(chǎn)物。燃燒技術(shù)分為很多種，有低氧燃燒、廢氣循環(huán)燃燒、注入蒸汽式、二次燃燒等，在燃燒過(guò)程中降低氮氧化合物的含量。燃燒后處理主要是煙氣脫硝，也就是說(shuō)在燃燒中產(chǎn)生的氮氧化合物進(jìn)行處理。常見(jiàn)的煙氣脫硝技術(shù)分別是選擇催化劑還原技術(shù)SCR和SNCR技術(shù)兩種。
選擇性催化劑還原(SelectiveCatalyticReduction，SCR)脫硝原理是在一定的溫度(280~420℃)以及有催化劑存在的條件下，還原劑有選擇地將來(lái)自燃煤電廠鍋爐省煤器的煙氣中的氮氧化物還原為無(wú)污染的氮?dú)夂退?，所采用的還原劑可以是一氧化碳、碳?xì)浠衔?、氨、尿素等。在已?jīng)安裝SCR脫硝系統(tǒng)的電廠中，使用的還原劑主要以NH3為主，其次是尿素。這里以液氨為例介紹SCR工藝。
在上述的反應(yīng)中，式(1-5)和式(1-6)發(fā)生的溫度在350℃以上，當(dāng)溫度超過(guò)450℃時(shí)，反應(yīng)速度會(huì)加快。研究表明，發(fā)生副反應(yīng)生成的NH4HSO4以及(NH4)2SO4具有黏性，會(huì)在空氣預(yù)熱器上發(fā)生附著，同時(shí)還會(huì)腐蝕SCR反應(yīng)器下游的煙道。通過(guò)選擇較為合適的催化劑，控制反應(yīng)條件(如煙氣溫度)可以避免NH4HSO4和(NH4)2SO4的生成。
3 脫硝系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行分析調(diào)整
華潤(rùn)登封電廠一期兩臺(tái)鍋爐脫硝裝置已投運(yùn)3年，脫硝裝置前期能保障脫硝效率在85%以上，后期經(jīng)過(guò)增容改造后能確保脫硝效率在95%以上，完全能滿足國(guó)家最新環(huán)保要求。
3.1華潤(rùn)登封電廠大氣污染物排放要求及液氨規(guī)格
登封電廠根據(jù)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223-2013)制定的污染物排放規(guī)定如表1-1所示：
該脫硝系統(tǒng)用的反應(yīng)劑為液氨，其品質(zhì)符合國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)GB536-88《液體無(wú)水氨》，具體參數(shù)表1-2和表1-3：
3.2華潤(rùn)登封電廠一期脫硝運(yùn)行分析
華潤(rùn)登封電廠自脫硝改造后，改造效果確實(shí)比較明顯，但是不能達(dá)到設(shè)計(jì)值，鍋爐脫硝入口NOX含量一直處在600mg/Nm3左右，從而給SCR增加了負(fù)荷，增加了噴氨量，即增加了運(yùn)行成本，隨著噴氨量的增加，SCR裝置也出現(xiàn)氨逃逸率高，SCR裝置差壓增加以及空預(yù)器差壓增大的現(xiàn)象，為了避免更嚴(yán)重的事故發(fā)生，我司積極主動(dòng)采取了諸多有效措施，具體措施如下：
3.2.1鍋爐燃燒煤質(zhì)的控制
根據(jù)華潤(rùn)登封電力目前的具體情況，即劣質(zhì)煤摻燒比例為45%的情況下，提供穩(wěn)燃層用煤的A粉倉(cāng)配煤方式為高貧和長(zhǎng)煙煤按照1：3的比例進(jìn)行摻燒，而劣質(zhì)煤全部摻燒到B倉(cāng)，這樣即保證了摻燒比例，又保證了鍋爐安全。煤粉燃燒過(guò)程中揮發(fā)分含量與氮氧化物峰值、峰值出現(xiàn)時(shí)刻、總釋放時(shí)間和排放量等參數(shù)總體上呈線性關(guān)系，隨揮發(fā)分含量增大，峰值相應(yīng)變大，出現(xiàn)時(shí)刻提前，而總釋放時(shí)間縮短，排放量也相應(yīng)變小;氮氧化物排放量與峰值大小、峰值出現(xiàn)時(shí)刻及總釋放時(shí)間也呈線性關(guān)系。從總體趨勢(shì)來(lái)看，峰值越大，氮氧化物排放量越小;峰值出現(xiàn)時(shí)刻與總釋放時(shí)間越大，氮氧化物排放量越大.
3.2.2鍋爐氧量的控制
對(duì)于兩種性質(zhì)差異較大的煤混燒，氧濃度對(duì)NO排放特性的影響主要體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：隨著氧濃度的增大，高揮發(fā)分煤種形成的第一個(gè)峰峰值變大，而且峰值出現(xiàn)時(shí)刻提前;低揮發(fā)分煤種形成的第二個(gè)峰峰值出現(xiàn)時(shí)刻提前;兩峰之間的距離也相應(yīng)變短;NO迅速增加的時(shí)間段變短;氧濃度影響混煤燃燒雙峰結(jié)構(gòu)的形成。
3.2.3優(yōu)化制粉系統(tǒng)臺(tái)數(shù)及組合方式
在運(yùn)行調(diào)整中，我們采取了大量的運(yùn)行數(shù)據(jù)分析，得出制粉系統(tǒng)運(yùn)行臺(tái)數(shù)越多，則對(duì)鍋爐NOX排放濃度越大，并且制粉系統(tǒng)各組合方式的不同也對(duì)鍋爐NOX排放濃度的影響也較大，故合理調(diào)配制粉系統(tǒng)運(yùn)行方極為重要，長(zhǎng)期保持最佳制粉系統(tǒng)運(yùn)行方式運(yùn)行，并且規(guī)定每周對(duì)備用制粉系統(tǒng)進(jìn)行試轉(zhuǎn)1小時(shí)，確保良好備用，另外，合理調(diào)配機(jī)組負(fù)荷和充分利用兩臺(tái)鍋爐之間的輸粉機(jī)，增加制粉系統(tǒng)有效利用小時(shí)數(shù)，有效降低了鍋爐NOX排放濃度。
3.2.4鍋爐負(fù)荷和配風(fēng)的控制
一期兩臺(tái)鍋爐改造后，根據(jù)計(jì)劃負(fù)荷曲線，超前控制制粉系統(tǒng)運(yùn)行方式，及時(shí)調(diào)配兩臺(tái)機(jī)組之間的負(fù)荷，根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)調(diào)整各二次風(fēng)門(mén)及燃盡風(fēng)門(mén)擋板開(kāi)度，最終達(dá)到鍋爐最佳理想工況，如表1-6所示：
根據(jù)優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)等技術(shù)手段登封一期兩臺(tái)鍋爐脫硝裝置入口NOX濃度有明顯下降如表1-7所示:
通過(guò)對(duì)鍋爐NOX排放濃度的影響因素進(jìn)行了分析，并對(duì)要因進(jìn)行有策略的控制，對(duì)鍋爐燃燒過(guò)程中以及運(yùn)行優(yōu)化調(diào)整中氮氧化物的排放控制取得了良好效果，從而為下游設(shè)備SCR裝置減輕了負(fù)擔(dān)，更為其經(jīng)濟(jì)運(yùn)行提供了有力保障。
4 脫硝系統(tǒng)在運(yùn)行中常發(fā)生的問(wèn)題
隨著國(guó)家環(huán)保政策的日益嚴(yán)格，全國(guó)所有的電廠都面臨進(jìn)行脫硝技改工作，以及以后面臨脫硝系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，但是，脫硝系統(tǒng)在經(jīng)濟(jì)運(yùn)行過(guò)程中也存在這樣或那樣的問(wèn)題，現(xiàn)結(jié)合我個(gè)人的工作經(jīng)歷將遇見(jiàn)的脫硝問(wèn)題進(jìn)行探討和分析。
4.1氨逃逸率高
隨著SCR的投用，氨逃逸率偏高，也是諸多電廠的脫硝通病，根據(jù)華潤(rùn)登封一期脫硝裝置運(yùn)行實(shí)際情況，也存在氨逃逸率高的問(wèn)題，分析原因有以下幾點(diǎn)：
(1)測(cè)點(diǎn)布局不太合理，以及測(cè)點(diǎn)數(shù)量有限，很難準(zhǔn)確測(cè)量實(shí)際的氨逃逸率;
(2)脫硝噴氨調(diào)門(mén)性能差，噴氨流量不能滿足線性要求;
(3)噴氨調(diào)門(mén)調(diào)節(jié)邏輯落后，不能滿足鍋爐燃燒工況變化導(dǎo)致的脫硝裝置入口NOX的變化;
(4)脫硝入口煙氣量分配不均，致使噴氨量的差異化。
針對(duì)以上不足，我司采取了有針對(duì)性的措施：
(1)對(duì)A/B側(cè)SCR測(cè)量?jī)x定期進(jìn)行校驗(yàn)，現(xiàn)已解決測(cè)量不準(zhǔn)等問(wèn)題;
(2)在運(yùn)行2年后先后更換了兩臺(tái)鍋爐脫硝裝置的噴氨調(diào)門(mén)，從更換后運(yùn)行調(diào)整情況來(lái)看是比較滿意的;
(3)運(yùn)用東南大學(xué)的INFIE調(diào)節(jié)模式，調(diào)節(jié)更加合理有效，并能檢測(cè)到入口的變化從而更加智能的進(jìn)行調(diào)節(jié);
(4)為了保證鍋爐尾部煙氣走廊的暢通，規(guī)定A/B側(cè)過(guò)、再熱器擋板開(kāi)度之和大于130%即可，以及在確保汽溫的工況下增加爐膛頂二次風(fēng)開(kāi)度(反切風(fēng))，以消除煙氣的偏差。
經(jīng)過(guò)以上措施實(shí)施后，兩臺(tái)鍋爐的脫硝氨逃逸率均能控制在1ppm以?xún)?nèi)。
4.2噴氨調(diào)門(mén)卡澀
華潤(rùn)電廠一期兩臺(tái)鍋爐脫硝系統(tǒng)投運(yùn)兩年來(lái)，發(fā)生過(guò)5次噴氨調(diào)門(mén)卡澀現(xiàn)象，其中因前兩次卡澀導(dǎo)致脫硝裝置排放NOX濃度超標(biāo)，扣罰兩小時(shí)電量政府環(huán)保獎(jiǎng)勵(lì)，以及造成不良的社會(huì)影響，經(jīng)過(guò)分析得出主要有以下幾方面的因素：
(1)噴氨調(diào)門(mén)質(zhì)量存在問(wèn)題，不能滿足要求;
(2)噴氨管路較長(zhǎng)，且管路材料為鑄鋼管道，易發(fā)生銹蝕現(xiàn)象;
(3)氣氨管路較長(zhǎng)，保溫不好，溫降較大，冬季噴氨調(diào)門(mén)前溫度最低至5℃以下，環(huán)境溫度的明顯下降，導(dǎo)致供氨管道外壁結(jié)露加劇，有可能造成氨氣密度增大流速相對(duì)降低，極易使管道內(nèi)含有的雜質(zhì)在閥門(mén)處沉積，最終造成堵塞;
(4)運(yùn)行人員因噴氨調(diào)門(mén)性能差不愿意將調(diào)門(mén)投入自動(dòng)，造成調(diào)門(mén)長(zhǎng)時(shí)間在一個(gè)開(kāi)度下節(jié)流，致使閥芯上積存許多雜質(zhì)(后經(jīng)化驗(yàn)為Fe2O3物質(zhì));
基于以上因素，在新調(diào)門(mén)未到貨之前，發(fā)電部及技術(shù)支持部特制定了噴氨調(diào)門(mén)卡澀處理要點(diǎn)：
(1)控制小時(shí)均值在35mg/Nm3之內(nèi);
(2)保證一個(gè)電腦畫(huà)面顯示為脫硝畫(huà)面，實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)監(jiān)控;
(3)發(fā)現(xiàn)噴氨調(diào)門(mén)卡塞后，立即派人到就地開(kāi)旁路手動(dòng)門(mén)進(jìn)行調(diào)節(jié)，聯(lián)系檢修進(jìn)行處理;
(4)每7日進(jìn)行噴氨調(diào)門(mén)拆卸清理調(diào)試一次;
(5)更換氣氨管道為不銹鋼管(已于臨時(shí)調(diào)停時(shí)進(jìn)行了更換);
(6)將汽化器出口溫度由60℃提高至90℃，保障氣氨到爐前脫硝系統(tǒng)溫度不小于20℃。
4.3氨站汽化器出口調(diào)門(mén)誤關(guān)
2015年12份，華潤(rùn)登封電廠氨站氣化器出口調(diào)門(mén)發(fā)生一次誤關(guān)異常事件，導(dǎo)致四臺(tái)鍋爐脫硝裝置無(wú)氨運(yùn)行，后因運(yùn)行人員及時(shí)發(fā)現(xiàn)，聯(lián)系氨站進(jìn)行調(diào)整才未發(fā)生脫硝排放NOX超標(biāo)環(huán)保事件。后經(jīng)調(diào)查分析，屬于熱控邏輯不完善所致，經(jīng)技術(shù)支持部熱控修改邏輯后運(yùn)行正常，發(fā)電部為防止此類(lèi)事件的發(fā)生采取了以下舉措：
(1)熱控增加：氣氨母管壓力低至0.25Mpa時(shí)DCS發(fā)出“供氨母管壓力異?！甭暪鈭?bào)警;
(2)氨氣壓力測(cè)點(diǎn)做到DCS實(shí)時(shí)曲線里，運(yùn)行人員實(shí)時(shí)能看到供氨壓力的變化;
(3)增設(shè)一名氨站值班人員;
(4)熱控人員全面排查機(jī)組設(shè)備邏輯，完善和補(bǔ)充。
4.4空預(yù)器差壓增高
因華潤(rùn)登封電廠地處旅游城市登封，以及緊鄰省會(huì)鄭州，政府嚴(yán)禁電廠燃用含硫量高于1%的煤炭，再加上公司對(duì)脫硝系統(tǒng)采取了積極有效的應(yīng)對(duì)措施，所以，華潤(rùn)登封電廠兩臺(tái)鍋爐脫硝裝置投運(yùn)2年來(lái)未發(fā)生過(guò)空預(yù)器堵塞現(xiàn)象，現(xiàn)結(jié)合電廠實(shí)際情況探討引起空預(yù)器差壓增高原因：
4.4.1SCR位置布置方式及其本身特性與空預(yù)器堵灰的關(guān)系
SCR的位置布置與空預(yù)器的堵灰關(guān)系。采用不同的催化劑來(lái)催化NH3的還原反應(yīng)時(shí)，其適應(yīng)的反應(yīng)溫度范圍也不同。為適應(yīng)化學(xué)反應(yīng)的最佳溫度要求，本公司將燃煤鍋爐SCR催化反應(yīng)器布置在溫度范圍為300～400℃的省煤器出口和空預(yù)器進(jìn)口之間的煙道上見(jiàn)圖1-2。
而將脫硝裝置布置在該區(qū)域，未經(jīng)過(guò)電除塵器和脫硫裝置，導(dǎo)致進(jìn)入SCR的煙氣中含有大量的粉塵和硫化物等物質(zhì)，生成的NH4HSO4會(huì)與其粘結(jié)，附著到空預(yù)器受熱面上，造成堵灰。
SCR本身特性與空預(yù)器堵灰的關(guān)系。SCR的本身特性會(huì)使煙氣中的SO3含量升高。本公司SCR選用催化劑基材是TiO2，該催化劑是對(duì)NOX選擇性高、比面積較高、抗硫中毒性能好、穩(wěn)定性強(qiáng)、活性高的脫氮催化劑。雖然每一種催化劑都有不同的化學(xué)反應(yīng)選擇性，但在實(shí)際運(yùn)行中，一些副反應(yīng)總不可避免，并且催化劑對(duì)這些副反應(yīng)有一定的催化作用，即催化劑在把NOX還原成N2的同時(shí)，也會(huì)使煙氣中約1%的SO2氧化成SO3。由于燃煤鍋爐燃用煤的種里，不乏有硫S元素，其燃燒后，必定會(huì)生成大量的SO2和SO3，而SO2在富氧高溫環(huán)境里又容易轉(zhuǎn)化為SO3，又將有約0.5%～1%被氧化成SO3，使煙氣中SO3含量進(jìn)一步升高。SO3與脫硝反應(yīng)器中逃逸出來(lái)的NH3水蒸氣反應(yīng)會(huì)生成硫酸氫氨(NH4HSO4)，一種高粘性液態(tài)、易冷凝沉積、強(qiáng)腐蝕性的物質(zhì)。具體化學(xué)反應(yīng)方程式如下：
2SO2+O2=2SO3(在SCR催化劑作用下的反應(yīng))
NH3+SO3+H2O=NH4HSO4
運(yùn)行中，為考慮運(yùn)行成本和環(huán)保要求，SCR出口處氨的逸出濃度通?？刂圃?ppm以?xún)?nèi)，然而在此范圍內(nèi)，化學(xué)反應(yīng)副產(chǎn)物主要是硫酸氫氨，所以必然會(huì)導(dǎo)致煙氣中的NH4HSO4含量較高。
空氣預(yù)熱器布置在尾部煙道上，其蓄熱片是鍋爐的最低金屬溫度，當(dāng)空預(yù)器換熱元件壁溫低于酸露點(diǎn)時(shí)，會(huì)有大量的NH4HSO4凝結(jié)，硫酸氫氨粘附煙氣中的飛灰顆粒后在空預(yù)器換熱元件上沉積，會(huì)堵塞換熱元件通道，從而造成空預(yù)器的堵灰。
5我司在防止空預(yù)器堵塞采取的措施
(1)為滿足最新環(huán)保要求，將脫硝裝置的預(yù)留層進(jìn)行了利用，實(shí)現(xiàn)了用較少的噴氨量就能滿足脫硝出口NOX排放濃度遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于最新國(guó)標(biāo)50mg/Nm3的要求;
(2)對(duì)脫硝裝置A/B側(cè)各加裝了6臺(tái)聲波吹灰器，實(shí)現(xiàn)了程控單個(gè)或成組模式的吹灰方式，如圖1-6所示：
(3)于2014年脫硝改造檢修，對(duì)空預(yù)器換熱元件間隙進(jìn)行了調(diào)整，并且空預(yù)器吹灰器有一臺(tái)增加為冷端和熱端各一臺(tái);
(4)原規(guī)定空預(yù)器每8小時(shí)吹灰2次，改為每8小時(shí)吹灰3次;
(5)增設(shè)高壓水沖洗裝置，凡是B級(jí)以上的檢修工作，都對(duì)空預(yù)器進(jìn)行高壓沖洗一次，以及對(duì)鍋爐尾部煙道受熱面進(jìn)行一次高壓沖洗，并對(duì)受熱面進(jìn)行徹底的干燥;
(6)每日夜班進(jìn)行統(tǒng)計(jì)前一天每小時(shí)的空預(yù)器差壓，指標(biāo)匯總;
(7)利用檢修機(jī)會(huì)，更換了供氨管路為不銹鋼管，以及更換了新的噴氨調(diào)整門(mén)，如圖1-7所示：
(8)噴氨調(diào)門(mén)自動(dòng)投入，非特殊情況下嚴(yán)禁手動(dòng)調(diào)節(jié);
(9)由于反應(yīng)時(shí)間、催化劑性能、煙氣流量等因素?zé)o法改變，若發(fā)現(xiàn)裝置入口NOX含量升高，不可一味增加噴氨量，要及時(shí)通過(guò)對(duì)磨組組合方式、風(fēng)量、OFA門(mén)開(kāi)度、OFA門(mén)開(kāi)度等手段降低NOX的生成量，從而減少了噴氨量，即減小氨逃逸率，同時(shí)又滿足環(huán)保要求。
(10)控制反應(yīng)溫度
反應(yīng)溫度既影響反應(yīng)速度，也影響催化劑的活性。SCR脫硝催化劑的反應(yīng)溫度一般在320～400℃，SCR裝置最低運(yùn)行溫度必須高于催化劑最低溫度限值。當(dāng)運(yùn)行溫度低于該值時(shí)，催化劑活性下降，噴入的氨無(wú)法被有效利用，從而形成較高的氨逃逸，SCR系統(tǒng)NOX脫除率與溫度的關(guān)系見(jiàn)圖1-5。在啟停機(jī)或機(jī)組負(fù)荷較低時(shí)，若發(fā)現(xiàn)脫硝裝置入口
煙溫<320℃時(shí)，應(yīng)及時(shí)將其退出，防止催化劑失效和NH4HSO4的生成
基于以上措施，我司自脫硝投運(yùn)2年來(lái)，一期鍋爐空預(yù)器差壓一直控制在0.6Kpa以?xún)?nèi)，效果良好。
隨著國(guó)內(nèi)環(huán)保排放要求日益嚴(yán)格，以及人們夢(mèng)想享受碧水藍(lán)天的強(qiáng)烈要求，電廠脫硝裝置的有效利用將提上高度，所以，保障脫硝系統(tǒng)有效經(jīng)濟(jì)運(yùn)行及遇到的問(wèn)題及時(shí)能得到解決才是各電廠管理層考慮的問(wèn)題。以上是筆者愚見(jiàn)，不足之處還望諒解。
編輯：張偉
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