燃煤锅炉使用脱硝技术与运行特性探讨

文学来

摘 要：文章介绍了烟气脱硝技术的方法和技术特点，阐述了选择性催化还原法（SCR）的原理、流程及主要影响因素，对SCR、选择性非催化还原（SCR）、SCR（SNCR）混合法技术进行了比较。选择脱硝设备技术、运行成本维护及选择性催化还原法（SCR）运行中的问题和解决措施。

关键词：脱硝技术；SCR；催化剂；氮氧化物

引言

随着我国经济的快速发展，大气污染的问题日益严重，燃煤电厂排放的NOx是大气污染物之一，NOx不但对人体呼吸道和眼睛造成伤害还会导致生命威胁，NOx浓度引起酸雨还会对农业生产带来减产影响，因此通过烟气脱硝技术降低火电厂的NOx的排放。

1 主要脱硝方法

研究表明降低燃煤电厂氮氧化物排量的方法有主要有：

（1）降低锅炉燃烧后产生烟气中的NOx的排放量。

（2）通过配风燃烧等调节降低燃烧过程NOx的生成量。

1.1 低NOx燃烧技术方法

（1）选择合理的过量空气系数，不增加锅炉不完全燃烧和飞灰含碳量下，不引成锅炉结焦尽量保证低氧燃烧，可降低大约10-20%的NOx排放。

（2）空气分级燃烧是将燃烧所需空气分两级送入锅炉即在燃料燃烧的第一阶段在过量空气系数小于1缺氧富燃烧条件下进行，通过降低燃烧的速度和燃烧区的温度水平达到了在还原性的环境中限制了氮氧化物的生成反应速率。第二阶段是在第一阶段燃烧生成的烟气在过量空气系数大于1的条件下进行充分燃烧降低30%NOx的排放。

（3）燃料分级燃烧是将比例不一样的的燃料分别送入两级燃烧区，80%的燃料在富氧条件下燃烧其燃烧后的产物和20%燃料混合在贫氧条件下燃烧，这样第一级燃烧区生成的氮氧化物因在第二级燃烧区中的缺氧还原性气氛中抑制了氮氧化物的生成并且将大部分氮氧化物还原生产氮分子降低20%氮氧化物的排放量。但是要求第二级的燃烧区对燃料细度和挥发分要求较高。

（4）通过烟气再循环将进入空预器前的烟气经过再循环风机送入炉膛内，不但降低了燃烧区的温度，还降低了炉内的氧气浓度从而抑制了氮氧化物的生成降低25%的排放量。

（5）燃煤机组对脱硝的低氮燃烧器的改造，都是在原来基础上提高煤粉浓淡分离、风粉分离程度能降低60%氮氧化物排放。

所以低NOx燃烧技术脱硝效率一般为25%至40%，能够将NOx排放控制在150mgN/m3至300mg/Nm3，但不能满足国家排放要求所以必须进行烟气脱硝处理。

1.2 烟气脱硝技术（SCR）原理

电力及其他行业发展需求，各种烟气脱硝技术得到了快速的发展，目前脱硝技术有：选择性催化剂还原（SCR）法、选择性非催化还原（SNCR）法、混合法即SCR/SNCR，因选择性催还原法SCR脱硝效率高，技术成熟，我国大部分燃煤电厂广泛的应用。

选择性催化还原SCR 法的原理是利用注入的NH3作为还原剂与烟气中的NOx在300°-420°的温度和催化剂的作用下反应生成N2和H2O主要反应：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

6NO+4NH3→5N2+6H2O

6NO2+8NH3+O2→7N2+12H2O

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O

2 选择合适脱硝技术

SCR选择性催化还原脱氮法目前是应用最普遍、技术最成熟的脱硝技术，在世界范围内得到了广泛的应用。首先相对于选择性非催化还原（SCR）脱硝效率达到25%-40%、SCR（SNCR）混合法能达到40%-90%、SCR选择性催化还原法其NOx的脱除率达到70%-90%脱硝效率高。其次SCR选择性催化还原法的氨气逃逸率低大概在3-5PPm与混合法相当，SNCR为5-10ppm相对较高，逃逸率过高不经济和影响安全。最后对于已经采用低NOx 燃烧技术的机组，如实际锅炉炉膛出口NOx 平均排放水平已低于300mg/Nm3，已处于一个相对比较低的水平，如继续采用SNCR 脱销效率一般只能达到25%-40%意义不大，且该方法相对SCR法效率低氨逃逸率高对锅炉尾部设备部影响大，选用SNCR/SCR 混合技术，因难于控制好氧的分布适应NOx分布问题，因此相比SCR没有任何优势。虽然SCR相对其他两种方法由于催化剂的布置会造成较大的压力损失且高灰份会磨损催化剂，占地空间也较大，但是由于选择性催化还原法SCR较高的脱硝效率考虑到脱硝排放标准的要求，应用脱硝效率高、技术最成熟的选择性催化还原法（SCR）。

选择性催化还原法（SCR）系统包括脱硝反应器、液氨储存、氨气喷入系统及相关的控制调节，SCR烟气脱硝系统等。工艺流程如下图1。

图1 SCR烟气脱硝系统典型工艺流程图

2.1 脱硝反应器布置方式

选择性催化还原法SCR布置按照温度布置分为高温段和低温段，高温段又分为高温高灰即布置在省煤器和空气预热器之间，高温低灰段是布置在空气预热器与电除尘之间，低温段一般也叫做低温低灰段布置在脱硫装置之后烟囱之间。高温高灰段布置方式由于灰分较高对催化剂的磨损严重但是由于该区的温度大概为300°-400°满足大部分催化剂的活性要求脱硝反应效率较好，高温低灰段是在烟气经过电除尘后进入脱硝装置由于电除尘入口温度很难保持在300°-400°虽然该段灰分较低但是由于电除尘温度限制一般不采用。低温低灰段的特点是灰分低对催化剂几乎无磨损但是由于布置在脱硫之后且温度50°-60°较低催化的活性差，为保证脱硝的反应需要增加烟气的加热设备，提高了运行费用增加了投资且不经济。所以根据综合考虑一般采取高温高灰段的布置方式。

2.2 如何选择SCR还原剂

表1 还原剂比较情况

从表1上分析得出：液氨相比氨水、尿素作为还原剂无论在经济上还是运输条件及液氨的供应保障上都比其他两种有明显的优势所以应优先选择液氨作为燃煤火电厂的脱硝还原剂。

2.3 吹灰方式选择

声波吹灰是将压缩空气转换成大功率声波送入炉内，受热面的积灰受到一定频率交替变化的疏密波反复拉、压时，因疲劳疏松脱落，被烟气流带走，或在重力作用下，沉落至灰斗排出。

传统的吹灰方法有蒸汽吹灰，压缩空气吹灰，钢珠吹灰器等但是这些吹灰方式在操作和性能上都有不足。比如吹灰范围有限，存在死角，耗能高，维修费用高、操作不方便，有把管壁吹薄吹坏的副作用等，因此对于处于烟气高温段，烟气中粉尘是干燥松散的积灰层，利用声波吹灰是以空气作介质，不但使SCR催化剂上集聚的灰尘松脱，达到除灰的效果，运行中不会产生其他副作用而且声波的能量衰减慢及声波的绕射特点利用声波吹灰可以做到无吹灰死角且不损坏催化剂，吹灰效果好，维护量少、运行的费用低。结合实际SCR脱硝反应器工作环境建议将SCR脱硝吹灰器改造为声波吹灰器。

3 控制和降低SCR脱硝系统成本

选择性催化还原法（SCR）效率高能明显降低氮氧化物的排放量，但是脱硝系统的安装、维护、检修的投入成本很高，怎样降低脱硝的投入成本提高经济性是每个电厂面对的问题。主要费用有：（1）SCR反应器；（2）SCR 催化剂；（3）氨的成本与喷射量。表2是某600MW机组脱硝液氨用量。

表2 单台机脱硝液氨用量

脱硝的成本中催化剂的占的比重较高能达到30%，所以使用活性较高寿命较长的催化剂能降低脱硝的运行成本，脱硝催化剂更换工作量大且复杂，所以预留的备用层可以安装新的催化剂这样可以减少催化剂的更换量，充分利用未完全失效的就催化剂减少了催化剂的更换费用也提高和保证了脱销效率。

提高催化剂使用寿命、保证活性是降低经济成本的条件。催化剂的使用寿命约2～3年。要保证这期间规范运行操作，根据规程指导操作，避免引起催化剂损坏、失效使催化剂寿命大大降低的误操作。

催化剂的价值昂贵对于金属氧化物污染脱硝催化剂的情况，一般运行中尽量减少催化剂中毒的时间才可以延长催化剂活性和运行寿命，所以要求在启停机和事故处理等锅炉燃烧恶劣工况下及时隔离脱硝系统。

4 选择性催化还原法SCR脱硝运行中存在的问题与解决措施

4.1 SCR入口烟气温度不满足要求

根据催化剂的物理、化学特性其活性温度范围300～420℃，当反应温度在高温区域使用时，高温促使催化剂的表面烧结，降低催化剂使用寿命尤其烟气温度大于450℃时将导致催化剂损毁。脱硝反应装置入口温度低于310℃时，烟气中SO3和H2O形成NH4HSO4和（NH4）2SO4，温度降低后形成粘稠物，从而腐蚀堵塞空预器冷端，造成空预器差压差压增大，引风机电流升高。

一般各电厂电网调度负荷为40%负荷至100%负荷或50%负荷至100%负荷，当机组负荷接近或低于50%负荷时，很多电厂此时脱硝入口烟温已经低于脱硝SCR最低烟温要求，同时设计上如没有设计省煤器烟气旁路，造成脱硝系统频繁退出，脱硝投运率降低。

南方某600MW机组脱硝入口烟温经验值如表3。

表3

为了满足脱硝投运率与电网调度要求尽可能减少脱硝退出时间，需要通过运行调整，使得在调度负荷范围内，脱硝入口最低烟温在保护值以上。

脱硝入口烟温的调节主要从锅炉燃烧调整方面控制，采取的措施：调节各运行磨的煤量分配或通过倒磨维持上层磨运行提高火焰中心，使得热值较低含水位较高的煤种尽量多烧一些，这样产生的烟气量会多增加尾部烟道的对流换热；停止炉膛吹灰或尾部烟道吹灰；调节开启再热烟气挡板。通过调节再热烟气挡板，使得再热器侧走更多的烟气，由于再热器侧受热面相对较少，达到提高再热器后即脱硝入口烟气温度的目的；由于南方厂电网的峰谷差较大，降大负荷时应根据脱硝入口的温度及时提前提高锅炉的总风量，防止降负荷时总风量降的太快，导致低负荷时脱硝入口烟温短时间过低，有烟气旁路的机组当脱硝入口温度降到保护值之前提前开启旁路挡板提高脱硝入口烟温，低负荷250MW-300MW时候应提高锅炉总风量保证脱硝尽量不退出。低负荷尽量提高中间点温度停止炉膛吹灰，使得水冷壁受热面吸热减少；总之提高脱硝入口烟温的调节方法与排烟温度的调节手段相反，所以低负荷阶段，脱硝系统的运行影响到了机组运行的经济性和安全性。

4.2 氨逃逸率不准

氨气逃逸率：指在脱硝装置出口未参与还原反应的氨气的多少，正常运行中，为了阻止和减少生成硫酸氢氨要严格控制尾部烟道的中逃逸NH3的量和控制脱硝装置的入口烟气温度，因为氨气的逃逸率越大生成的氨盐也降低了电除尘和脱硫的效率，所以要严格控制氨气的逃逸率这样阻止生成硫酸氢氨还减少了氨气的使用量，提高经济和安全性。目前测量氨气逃逸的方法有三种： TDLAS激光原位安装法、TDLAS激光干式抽取法、抽取式化学分光法，一般对于高灰段采取第二种。如测量氨逃逸不是很准确，数据也不具有代表性，造成氨逃逸的控制很难。可以通过监视表计显示的排放的氮氧化物浓度作为前馈结合当前监测到的氨气逃逸率为根据，运行人员及时调整和控制脱硝装置的喷入的氨量，保证实际喷氨量小于在当前锅炉总风量和氮氧化物浓度下的理论喷氨量，因此脱硝装置的氮氧化物等在线监测的仪表需要定期的维护保证表计准确性。还可以将NH3/NOx摩尔比上传至DCS画面，当效率约80%时，NH3/NOx摩尔比约在0.83～0.84之间。根据对摩尔比的监视控制氨逃逸在规定范围内。还有在脱硝调试运行期间进行脱硝系统的喷氨流场优化试验也是减少氨逃逸的方法。通过对各喷氨手动门的调整控制喷氨量使得NH3的分布与NOx的分布吻合。

4.3 防止脱硝反应器的催化剂堵塞、烧结、失效、处理

硫酸氢氨凝结物会粘附烟气中的灰分或不完全燃烧的煤粉颗粒和油，在脱硝催化剂处沉积，由于硫酸氢氨凝结物高温可以分解的特点，通过提高催化剂处的烟气温度热力再生可以消除催化剂的硫酸氢氨凝结物沉积现象，所以按某国产蜂窝式催化剂技术要求，烟温区间为300-427℃，最低喷氨温度为300℃，最低连续喷氨温度为310℃，烟气温度在300-310℃之间只能断续运行，时间超过12小时必须停止喷氨，同时因恢复烟温至340℃以上运行相同时间将生成的硫酸氢氨分解。

另外利用水力、气力、振动等方法清除沉积的灰颗粒也可以利用常见的加装导流和筛网可以大大减少飞灰颗粒的沉积，保证吹灰器可靠投入，定时吹灰保证催化剂表面的清洁。如引风机运行，脱硝系统的稀释风机不能停止运行，以保证脱硝喷氨喷头的通畅防止积灰堵塞。

引起催化剂的烧结、失效原因有：（1）锅炉变负荷或燃烧异常使排烟温度波动较大，催化剂各部分受热不均匀，产生热应力，造成催化剂机械变形而导致部分脱落；（2）由于SCR脱硝系统位于高温烟气区，催化剂中某些成分因高温而发生粒晶形态改变，从而导致催化剂性能改变。根据上述情况，采取了以下防范措施。首先是在机组冷态启动时，SCR脱硝装置先预热，催化剂被预热至烟气露点以上方可投入运行，有效地避免启动时催化剂烧结和损伤。控制预热器的温升在小于30℃/min以内也有利空预器吸热缓慢膨胀。其次脱硝装置运行中应密切关注SCR脱硝装置入口烟气温度，如果脱硝入口烟温大于420℃时且超过一定时间，应尽快降负荷降低锅炉尾部烟道的温度并切断喷氨系统及时保护催化剂。

4.4 空气预热器堵塞和腐蚀

SCR脱硝系统采用V2O5作为催化剂，当排烟烟温在150-230℃范围时逃逸的氨气在空气预热器处，烟气中SO3和H2O形成硫酸氢氨这种粘稠的硫酸盐会造成空预器冷端的腐蚀堵塞。

加装SCR脱硝装置后将对空气预热器的工作环境产生影响，主要以下几点：

（1）由于脱硝催化剂的作用，烟气中由SO2向SO3的转化率增加，烟气中的SO3量增加，烟气酸露点温度升高，由此加剧空气预热器的酸腐蚀和堵灰。

（2）SCR脱硝装置中的逸出氨（NH3）与烟气中的SO3和水蒸汽生成硫酸氢氨凝结物：

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

硫酸氢铵在146℃～200℃间能凝结成粘性很强的状态，其凝结温度范围处于空预器的中低温段由于常规吹灰无法有效的吹扫会造成当锅炉燃烧高灰分煤种时，煤燃烧产生的大量灰分粘附和沉积在空气预热器表面的换热元件上，不但增加空预器得阻力，如长期运行还会堵塞空预器减小通流面积。

（3）增加SCR后由于空预器烟、风两侧的压差变化相对改造前增加了，增加的烟、风两侧压差将会使空预器的漏风率增加，考虑SCR运行阶段原预热器中间层部分高度和冷端将出现硫酸氢铵凝结，造成预热器堵灰，因此，预热器改造时将原冷端和中温段的传热元件合并改为搪瓷传热元件，元件从三层布置改为二层布置。传热元件总高会有所增加（原有空预器已预留增加空间），以增加预热器的换热面来保证原锅炉的排烟温度和热风温度不变。换热元件改造后，虽然保证了原空气预热器的漏风率，但是由于高度的变化阻力略有增加，预热器脱销改造后基本上不会影响原来钢构架的受力。为了满足SCR脱硝运行工况和适应冷端传热元件层加深需求，空气预热器的吹灰器改为（蒸汽+高压水）双介质的吹灰器，配置高压水泵升压来的工业水。也有电厂在空预器堵塞后尝试在线半侧隔绝空预器，进行水冲洗。空预器半侧在线冲洗要求蓄热片温度低于100℃时进行防止冷热冲击空预器变形，各风门挡板要求关闭严密，做好严防负压波动烟气串入的措施。

5 结束语

选择性催化还原法SCR脱硝设备系统的投入使用不但增加了引风机的电耗、逃逸NH3生成的氨盐导致空预器的腐蚀、堵塞概率增加，还会增加烟道的压力损失，催化剂受到省煤器后的排烟温度及烟气中灰分的限制和影响但是由于其脱硝效率能达70%-90%，相对其他两种方法效率最高即使锅炉安全性和经济性降低，但符合了国家环保的排放指标小于100mg/Nm3的要求。总的来说，因为炉内燃烧脱硝技术运行维护费很低，所以先对锅炉进行燃烧改造后再结合选择性催化还原法（SCR）脱硝技术获得很低的NOx排放。

参考文献

[1]王文选，肖志均，夏怀祥.火电厂脱硝技术综述[J].电力设备，2006（8）：2-5.

[2]罗石其，尹进，宋燕友，等.广东大唐潮州三百门电厂#3、#4机组脱硝改造项目可行性研究报告[R].2010（4）.

[3]杜和冲，袁德刚.潮州电厂#3、#4炉脱硝SCR区运行规程[S].2012（9）.

另外利用水力、气力、振动等方法清除沉积的灰颗粒也可以利用常见的加装导流和筛网可以大大减少飞灰颗粒的沉积，保证吹灰器可靠投入，定时吹灰保证催化剂表面的清洁。如引风机运行，脱硝系统的稀释风机不能停止运行，以保证脱硝喷氨喷头的通畅防止积灰堵塞。

引起催化剂的烧结、失效原因有：（1）锅炉变负荷或燃烧异常使排烟温度波动较大，催化剂各部分受热不均匀，产生热应力，造成催化剂机械变形而导致部分脱落；（2）由于SCR脱硝系统位于高温烟气区，催化剂中某些成分因高温而发生粒晶形态改变，从而导致催化剂性能改变。根据上述情况，采取了以下防范措施。首先是在机组冷态启动时，SCR脱硝装置先预热，催化剂被预热至烟气露点以上方可投入运行，有效地避免启动时催化剂烧结和损伤。控制预热器的温升在小于30℃/min以内也有利空预器吸热缓慢膨胀。其次脱硝装置运行中应密切关注SCR脱硝装置入口烟气温度，如果脱硝入口烟温大于420℃时且超过一定时间，应尽快降负荷降低锅炉尾部烟道的温度并切断喷氨系统及时保护催化剂。

4.4 空气预热器堵塞和腐蚀

SCR脱硝系统采用V2O5作为催化剂，当排烟烟温在150-230℃范围时逃逸的氨气在空气预热器处，烟气中SO3和H2O形成硫酸氢氨这种粘稠的硫酸盐会造成空预器冷端的腐蚀堵塞。

加装SCR脱硝装置后将对空气预热器的工作环境产生影响，主要以下几点：

（1）由于脱硝催化剂的作用，烟气中由SO2向SO3的转化率增加，烟气中的SO3量增加，烟气酸露点温度升高，由此加剧空气预热器的酸腐蚀和堵灰。

（2）SCR脱硝装置中的逸出氨（NH3）与烟气中的SO3和水蒸汽生成硫酸氢氨凝结物：

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

硫酸氢铵在146℃～200℃间能凝结成粘性很强的状态，其凝结温度范围处于空预器的中低温段由于常规吹灰无法有效的吹扫会造成当锅炉燃烧高灰分煤种时，煤燃烧产生的大量灰分粘附和沉积在空气预热器表面的换热元件上，不但增加空预器得阻力，如长期运行还会堵塞空预器减小通流面积。

（3）增加SCR后由于空预器烟、风两侧的压差变化相对改造前增加了，增加的烟、风两侧压差将会使空预器的漏风率增加，考虑SCR运行阶段原预热器中间层部分高度和冷端将出现硫酸氢铵凝结，造成预热器堵灰，因此，预热器改造时将原冷端和中温段的传热元件合并改为搪瓷传热元件，元件从三层布置改为二层布置。传热元件总高会有所增加（原有空预器已预留增加空间），以增加预热器的换热面来保证原锅炉的排烟温度和热风温度不变。换热元件改造后，虽然保证了原空气预热器的漏风率，但是由于高度的变化阻力略有增加，预热器脱销改造后基本上不会影响原来钢构架的受力。为了满足SCR脱硝运行工况和适应冷端传热元件层加深需求，空气预热器的吹灰器改为（蒸汽+高压水）双介质的吹灰器，配置高压水泵升压来的工业水。也有电厂在空预器堵塞后尝试在线半侧隔绝空预器，进行水冲洗。空预器半侧在线冲洗要求蓄热片温度低于100℃时进行防止冷热冲击空预器变形，各风门挡板要求关闭严密，做好严防负压波动烟气串入的措施。

5 结束语

选择性催化还原法SCR脱硝设备系统的投入使用不但增加了引风机的电耗、逃逸NH3生成的氨盐导致空预器的腐蚀、堵塞概率增加，还会增加烟道的压力损失，催化剂受到省煤器后的排烟温度及烟气中灰分的限制和影响但是由于其脱硝效率能达70%-90%，相对其他两种方法效率最高即使锅炉安全性和经济性降低，但符合了国家环保的排放指标小于100mg/Nm3的要求。总的来说，因为炉内燃烧脱硝技术运行维护费很低，所以先对锅炉进行燃烧改造后再结合选择性催化还原法（SCR）脱硝技术获得很低的NOx排放。

参考文献

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[2]罗石其，尹进，宋燕友，等.广东大唐潮州三百门电厂#3、#4机组脱硝改造项目可行性研究报告[R].2010（4）.

[3]杜和冲，袁德刚.潮州电厂#3、#4炉脱硝SCR区运行规程[S].2012（9）.

另外利用水力、气力、振动等方法清除沉积的灰颗粒也可以利用常见的加装导流和筛网可以大大减少飞灰颗粒的沉积，保证吹灰器可靠投入，定时吹灰保证催化剂表面的清洁。如引风机运行，脱硝系统的稀释风机不能停止运行，以保证脱硝喷氨喷头的通畅防止积灰堵塞。

引起催化剂的烧结、失效原因有：（1）锅炉变负荷或燃烧异常使排烟温度波动较大，催化剂各部分受热不均匀，产生热应力，造成催化剂机械变形而导致部分脱落；（2）由于SCR脱硝系统位于高温烟气区，催化剂中某些成分因高温而发生粒晶形态改变，从而导致催化剂性能改变。根据上述情况，采取了以下防范措施。首先是在机组冷态启动时，SCR脱硝装置先预热，催化剂被预热至烟气露点以上方可投入运行，有效地避免启动时催化剂烧结和损伤。控制预热器的温升在小于30℃/min以内也有利空预器吸热缓慢膨胀。其次脱硝装置运行中应密切关注SCR脱硝装置入口烟气温度，如果脱硝入口烟温大于420℃时且超过一定时间，应尽快降负荷降低锅炉尾部烟道的温度并切断喷氨系统及时保护催化剂。

4.4 空气预热器堵塞和腐蚀

SCR脱硝系统采用V2O5作为催化剂，当排烟烟温在150-230℃范围时逃逸的氨气在空气预热器处，烟气中SO3和H2O形成硫酸氢氨这种粘稠的硫酸盐会造成空预器冷端的腐蚀堵塞。

加装SCR脱硝装置后将对空气预热器的工作环境产生影响，主要以下几点：

（1）由于脱硝催化剂的作用，烟气中由SO2向SO3的转化率增加，烟气中的SO3量增加，烟气酸露点温度升高，由此加剧空气预热器的酸腐蚀和堵灰。

（2）SCR脱硝装置中的逸出氨（NH3）与烟气中的SO3和水蒸汽生成硫酸氢氨凝结物：

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

硫酸氢铵在146℃～200℃间能凝结成粘性很强的状态，其凝结温度范围处于空预器的中低温段由于常规吹灰无法有效的吹扫会造成当锅炉燃烧高灰分煤种时，煤燃烧产生的大量灰分粘附和沉积在空气预热器表面的换热元件上，不但增加空预器得阻力，如长期运行还会堵塞空预器减小通流面积。

（3）增加SCR后由于空预器烟、风两侧的压差变化相对改造前增加了，增加的烟、风两侧压差将会使空预器的漏风率增加，考虑SCR运行阶段原预热器中间层部分高度和冷端将出现硫酸氢铵凝结，造成预热器堵灰，因此，预热器改造时将原冷端和中温段的传热元件合并改为搪瓷传热元件，元件从三层布置改为二层布置。传热元件总高会有所增加（原有空预器已预留增加空间），以增加预热器的换热面来保证原锅炉的排烟温度和热风温度不变。换热元件改造后，虽然保证了原空气预热器的漏风率，但是由于高度的变化阻力略有增加，预热器脱销改造后基本上不会影响原来钢构架的受力。为了满足SCR脱硝运行工况和适应冷端传热元件层加深需求，空气预热器的吹灰器改为（蒸汽+高压水）双介质的吹灰器，配置高压水泵升压来的工业水。也有电厂在空预器堵塞后尝试在线半侧隔绝空预器，进行水冲洗。空预器半侧在线冲洗要求蓄热片温度低于100℃时进行防止冷热冲击空预器变形，各风门挡板要求关闭严密，做好严防负压波动烟气串入的措施。

5 结束语

选择性催化还原法SCR脱硝设备系统的投入使用不但增加了引风机的电耗、逃逸NH3生成的氨盐导致空预器的腐蚀、堵塞概率增加，还会增加烟道的压力损失，催化剂受到省煤器后的排烟温度及烟气中灰分的限制和影响但是由于其脱硝效率能达70%-90%，相对其他两种方法效率最高即使锅炉安全性和经济性降低，但符合了国家环保的排放指标小于100mg/Nm3的要求。总的来说，因为炉内燃烧脱硝技术运行维护费很低，所以先对锅炉进行燃烧改造后再结合选择性催化还原法（SCR）脱硝技术获得很低的NOx排放。

参考文献

[1]王文选，肖志均，夏怀祥.火电厂脱硝技术综述[J].电力设备，2006（8）：2-5.

[2]罗石其，尹进，宋燕友，等.广东大唐潮州三百门电厂#3、#4机组脱硝改造项目可行性研究报告[R].2010（4）.

[3]杜和冲，袁德刚.潮州电厂#3、#4炉脱硝SCR区运行规程[S].2012（9）.