煙氣在線監測系統廠家分享-燃煤電廠空預器阻塞實例分析及解決方案

1、實例

某A電廠一臺300MW機組，SCR煙氣脫硝裝置反應器采用“2+1”布置方式，進行了超低排放改造，SCR設計入口NOx濃度為500mg/Nm3，出口濃度45mg/Nm3，脫硝效率＞91%，目前SCR入口NOx濃度在400-670mg/Nm3之間。

超低排放改造后運行大約一周時間，出現了如下情況。

情況a.空預器發生了堵塞，A側空預器壓差為2.34kPa，B側空預器壓差為1.49kPa，比原先的1.20kPa壓差分別高出1.14kPa和0.29kPa。

情況b.SCR出口NOx值A側儀表檢測結果為11mg/Nm3左右，B側儀表檢測結果為20mg/Nm3左右，而脫硫后煙囪出口測試值為40 mg/Nm3左右。

情況c.某電力研究院現場進行了相關測試，檢測數值顯示SCR出口的NOx在10mg/Nm3-20mg/Nm3之間，與CEMS監測的數值一致，同時氨逃逸表示數顯示在1.5-2.5ppm之間，達到設計要求。

2、試驗過程及結果分析

發生如上情況后，廠里立即組織設備部、發電部等部門技術人員進行了分析討論，脫硝投運初期，出現該情況，一般由噴氨過量不均勻引起，一致同意開展調節噴氨閥門開度的試驗。

試驗前監測數值畫面如下：

圖1 A、B側監測畫面及閥門開度

圖2脫硫后出口NOx監測畫面

廠里初步將噴氨閥門開度關小，監測數值畫面如下：

圖3 A、B側監測畫面及閥門開度

圖4脫硫后出口NOx監測畫面

3、試驗總結與分析

試驗數據總結如下：

表2 試驗數據

從上表數據可以分析：

（1）.氨逃逸表測量不準確：A側閥門開度由26.5%降到16.0%，脫硝效率由96.8%降到92.0%，但是氨逃逸只由0.332ppm降到0.168ppm。由計算可知，當試驗時的閥門開度降低到16.0%時，脫硝效率依然能滿足性能保證要求，噴氨量為初始的60.3%，消耗了92%的NOx，而初始值的39.7%的氨量與4.8%（96.8%-92%）進行了反應，明顯噴氨過量，噴氨閥門開度過大；

（2）.脫硝反應器出口NOx測試存在偏差和流場不均：脫硫后NOx數據較為真實，與SCR反應器出口的NOx偏差較大。煙氣經過省煤器后的SCR反應器、空氣預熱器、除塵器、脫硫裝置后，根據一般經驗，脫硫裝置里面的噴淋液有輕微的脫硝作用，煙氣在經過一系列裝置后混合地較為均勻，所以環保監測單位都以煙囪出口處的NOx值作為氮氧化物（NOx）是否達標排放的依據。

（3）噴氨量過大，多余的氨與三氧化硫生成硫酸氫銨，硫酸氫銨極易與飛灰粘結，粘結在空預器元件上，阻塞空預器，造成空預器壓差增大。根據一般經驗，硫酸氫銨是造成空預器阻塞的罪魁禍首，解決硫酸氫銨問題從硫酸氫銨的生成條件進行分析。

為此提出了以下建議：

（1）. 立即進行噴氨優化調整試驗，進行CEMS儀表的檢查與標定，調整噴氨格柵，調節噴氨量，防止出現噴氨噴嘴堵塞的情況；根據脫硝出口NOx分布情況，調整氨的分布，實現脫硝系統噴氨優化，提高氨分布均勻性，促進SCR反應，降低氨逃逸。同時，氨逃逸表測量布置應符合HJ/T-2007《固定污染源煙氣排放連續監測技術規范》要求，安裝在煙道直管段，且煙氣成分分布均勻的位置，所測數據應具有代表性，并保證監測儀表正常穩定工作，發現氨逃逸過高時，立即對SCR系統運行狀態調整。

（2）.增加自動噴氨系統，手動調節噴氨存在滯后性和誤差，極易造成噴氨量過大，多余的氨得不到反應，造成氨逃逸，而生成硫酸氫銨；

（3）建議優化煙氣流場，使煙氣達到催化劑技術協議上的要求：SCR頂層催化劑入口煙氣參數相對標準偏差為：速度偏差≤10%，NH3/NOx偏差≤5%，溫度偏差≤±10℃，入射角偏差≤10°；

（4）.實時觀測脫硝運行情況，在合適的范圍內降低噴氨量，保持空預器吹灰器和催化劑吹灰器正常運行，防止空預器堵塞嚴重，在270MW負荷下，A側，煙氣流量為427Nm3/h，B側，煙氣流量未619Nm3/h，煙氣不均勻，且有更加不均勻的趨勢，易造成催化劑磨損和積灰現象。A電廠經過減少噴氨和噴氨優化調整試驗，同時加強空預器在線吹灰后，空預器堵塞已經得到緩解，計劃利用機組停運機會，用專用高壓水系統（沖洗壓力達20MPa），對空氣預熱器進行徹底沖洗，清除積灰，疏通堵塞的空預器傳熱元件，確保開機后空氣預熱器后期運行穩定，保證脫硝裝置正常運行，出口NOx濃度達到超低排放要求。