摘要：北京某燃气公司余热锅炉脱硝系统运行中出现雾化蒸发器温度下降，造成脱硝率降低。通过从以下几方面进行原因分析：烟气温度、烟气与压缩配比、蒸发器内喷嘴堵塞、喷氨栅格喷嘴堵塞、催化剂失效或堵塞、NH3的逃逸率。最终查找出喷氨栅格喷嘴内有大量硫酸氢铵结晶物存在，是造成SCR雾化蒸发器出口温度下降的主要原因，并有针对性地制定解决措施，最终解决了雾化蒸发器出口温度下降的问题，希望本文对SCR脱硝系统在实际运行中的控制调整具有积极的参考意义。
关键词：脱硝系统；雾化蒸发器；喷嘴堵塞；结晶；催化剂
前 言：氮氧化物是火力发电厂排放的主要污染物之一。燃气电厂排放的氮氧化物（NOx）是形成光化学烟雾、酸雨污染及破坏臭氧层的主要物质。如何有效控制NOx排放已成为当前环境保护中令人关注的重要课题[1]。而在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法以其无副产物，脱除效率高（可达90%以上）、装置简单、运行可靠、便于维护等优点，已成为现阶段火电机组中应用最为广泛的烟气脱硝技术。
1 SCR脱硝装置构成
SCR 系统主要由氨水供给单元、氨水蒸发器、喷氨栅格和催化剂层组成。氨水蒸发器的作用：使氨水、压缩空气、高温烟气三者在其内部混合，将液态的氨水充分的进行雾化、稀释、加热。
2 SCR脱硝技术原理
在余热锅炉中装有一套选择性催化还原法（SCR）脱硝系统，利用氨水加催化剂方式来进一步降低燃机排气中的NOx，满足环保要求。SCR 系统安装在卧式布置的9F 级燃机余热锅炉中受热面高压省煤器3 和中压过热器之间，催化剂设计不设吹灰装置。选用氨水（20%wt）作为反应剂。脱硝系统NOx 脱除率不小于85％，脱硝装置可用率不小于98％。SCR法烟气脱硝就是在烟气流过SCR催化剂时，让烟气中的NOx与事先喷入的氨和O2的混合物进行化学反应，排入大气前生成无污染的N2和H2O。
3 SCR 系统的运行中遇到的问题
从2017年11月份至2018年3月份，余热锅炉脱硝系统蒸发器出口温度呈现逐渐下降趋势。3月12日，余热锅炉脱硝系统蒸发器出口温度最低下降至141℃（最低设计温度值150℃）。如蒸发器出口温度低于120℃时，脱硝系统自动退出运行。由此看来蒸发器出口温度下降问题治理迫在眉睫。
4 原因分析
为了找出蒸发器运行温度下降的主要原因，在线进行了如下试验与检查
4.1 增加雾化风量试验
进入脱硝雾化蒸发器内的烟气压力是由雾化风机提供，正常一台雾化风机运行，出口压力为5-6KPa，风量Q=3000m3/h，输送烟气温度为T=325℃。经过对比1月与3月脱硝系统运行参数，发现雾化风机出口压力未出现明显降低，经过切换雾化风机后，雾化风压力未见明显上涨，雾化蒸发器温度未见回升。但保持两台雾化风机并列运行，增加雾化蒸发器进入的高温烟气的流量，从何可以提高雾化蒸发器温度至230℃以上，但恢复一台雾化风机运行时，蒸发器运行温度又将低于150℃，仍未找出蒸发器出口温度低的主要原因。
4.2 压缩空气温度与流量调整试验
经过查询运行数据未发现压缩空气供给流量明显变化，就地检查压缩空气流量计无卡涩现象，且流量指示与DCS远传数据一致。从而排除压缩空气流量的影响。
4.3 氨水浓度检查
脱硝系统使用氨水浓度为（20%wt），如果氨水浓度低，含水量较高，可能造成雾化蒸发器内因喷入水量增加，起到降温的副作用。通过化学化验，验证氨水浓度是否合格。经过化学抽取氨水样，化验后证明氨水浓度合格。所以排除氨水浓度变化的影响。
4.4 压缩空气与氨水配比调整试验
压缩空气的流量和氨水流量之间存在相互影响的关系。当加氨水量不变情况下，增加压缩空气流量，会造成加氨流量降低，有利于提高雾化蒸发器出口温度。后经过多次调整压缩空气与加氨流量的配合比例，均无法满足在保证催化后NOx含量不变的情况下，使得蒸发器出口温度上涨。
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4.5 催化剂活性表面堵塞检查
SCR催化剂是以TiO2为载体，V2O5为主要活性成分，WO3、MoO3为抗氧化、抗毒化辅助成分。催化剂活性丧失的主要原因是由于SCR装置在实际运行过程中，烟气中的某些成分引起催化剂中毒、烟气温度过高造成催化剂失效。一是高温引起。二是碱金属、碱土金属氧化物引起的催化剂中毒。通过对催化剂表面XRD的检测结果表明催化剂活性正常，未失效，另外因燃气机组相对燃煤机组，烟气相对清洁，催化剂表面孔洞未发现明显堵塞。
4.6 蒸发器内喷嘴检查
如果蒸发器内氨水雾化喷嘴损坏或赌塞，可能造成氨水雾化效果不好，可能造成蒸发器出现局部温度降低的情况。经过打开蒸发器人孔，内部并未发现通流部分以及喷嘴存在异物堵塞。
4.7 喷氨栅格检查
如喷氨栅格氨水雾化喷嘴损坏或赌塞，造成氨水雾化效果不好，进而致使蒸发器出现温度降低的情况。进行喷氨栅格内部检查发现喷氨栅格内有黄色结晶物存在，经取样化验，验证为亚硫酸氢铵（NH4HSO4）结晶物。此结晶物为：白色斜方棱晶。密度2.03g/cm3。熔点150℃。亚硫酸氢铵结晶物形成主要有两方面原因：SO2/SO3转化率偏高，当烟气温度降低到232℃以下，且有水蒸气存在时，SO3会与喷入的NH3反应生成硫酸氢铵，沉积在催化剂表面，造成催化剂堵塞。SCR装置中SO2/SO3转化率一般限制在1%以下。当SCR反应器内多余的未参加反应的NH3与SO3的体积浓度比超过2∶1时，烟气中的SO3与SCR脱硝系统中喷入过剩的NH3产生反应，生成NH4HSO4和（NH4）2SO4。催化剂的沉积物上含有这2种盐。（NH4）2SO4的沉积现象，可通过将温度提高到280℃以上来使亚硫酸氢铵结晶物彻底分解，但如果蒸发器内温度无法提高，反而下降，以至于更加重（NH4）2SO4结晶物在喷嘴上沉积，当喷嘴堵塞后氨水雾化效果差，烟气中氮氧化物催化还原率降低，造成NOX排放量会上涨。蒸发器运行温度降低的主要原因是亚硫酸氢铵黄色结晶物堵塞喷氨栅格。
5 采取治理措施
5.1 运行调整措施
（1）运行中控制SCR蒸发器出口温度不低于290℃，可通过降低燃机负荷，进而减少加氨量，最终控制蒸发器后温度高于290℃，同时保证脱硝催化后NOX排放量低于10mg/NM3。（2）在燃机启动过程中，提前启动雾化风机对脱硝装置预热。催化剂应被预热至烟气露点以上，以避免启动时催化剂结露，阻塞孔隙，从而降低活性。（3）监视并控制脱硝系统中SO2/SO3转化率限制在≤1%，NH3的逃逸率严格控制在≤10ppm。
5.2 设备维护方面
（1）应定期清理喷氨格栅喷嘴、催化剂表面、雾化蒸发器内喷嘴以及清理雾化蒸发器底部，保持脱硝系统的情节性，是SCR系统安全稳定运行必要保障。（2）对发生铵盐结晶的位置进行腐蚀情况检查分析，并采取防腐措施。
5.3治理效果
经过在2018年检修中，通过对脱硝系统的喷氨格栅喷嘴、催化剂表面、雾化蒸发器内喷嘴以及雾化蒸发器底部等重要部位进行一次全面的清理，并严格执行新调整的运行控制措施后，最终将蒸发器运行温度从不到150℃成功提升至290℃以上。
结束语
本文主要针对联合循环余热锅炉的（SCR）蒸发器运行温度下降的问题，展开多方面的分析判断，逐一排除原因，最终找出蒸发器运行温度下降的根本原因，通过从增加设备定期维护工作与调整运行控制方法，最终使蒸发器运行温度提高到290℃以上，保证了机组安全运行。希望本文对SCR脱硝系统在实际运行中的控制调整具有积极的参考意义。
参考文献：
[1]国家环保总局，国家质量监督检验检疫总局.GB132232-2011火电厂大气污染排放标准[S].北京：中国环境科学出版社，2011
[2]徐 旭.燃煤电厂选择性催化还原烟气脱硝系统的性能试验 动力工程，2010，（2010）06-0439-05
[3]朱崇兵.金保升.仲兆平.等.K2O对V2O5-WO3/TiO2催化剂的中毒作用[J].东南大学学报：自然科学版，2008，38（1）：101~105.
论文作者:陈冬冬
论文发表刊物:《电力设备》2018年第24期
论文发表时间:2019/1/8
标签：蒸发器论文; 氨水论文; 催化剂论文; 温度论文; 烟气论文; 喷嘴论文; 系统论文; 《电力设备》2018年第24期论文;