SCR脱硝运行维护过程常见问题分析及对策

催化装置脱硫脱硝设备的运行问题及对策催化装置是一种用于降低工业生产过程中废气中有害气体含量的设备，其中脱硫脱硝是其主要功能之一。

在实际运行中，催化装置脱硫脱硝设备也会遇到一些问题，影响设备的正常运行。

本文将针对催化装置脱硫脱硝设备的运行问题进行分析，并提出相应的对策，以期达到更好的设备运行效果。

一、运行问题分析1. 催化剂失活催化剂的失活是催化装置运行中常见的问题之一。

主要表现为催化剂的活性降低，导致脱硫脱硝效率下降。

失活的原因主要有：化学性质的改变、受到污染等。

这些因素都会导致催化剂的性能下降，影响脱硫脱硝效果。

2. 温度波动催化装置在运行过程中，温度波动是不可避免的。

当温度波动过大时，会影响催化剂的活性，降低脱硫脱硝效率。

3. 供气不稳定催化装置的运行需要稳定的气体供应，当供气不稳定时，会导致催化剂的性能受到影响，进而影响脱硫脱硝效果。

4. 污染物浓度过高工业生产过程中产生的废气中含有多种有害气体，其中的污染物浓度过高会对催化装置的运行造成影响，降低脱硫脱硝效果。

二、对策建议1. 定期更换催化剂为了避免催化剂失活造成的影响，建议定期更换催化剂。

在更换催化剂时，应当选择优质的催化剂，并在更换后进行严格的检测和试运行，确保新的催化剂可以正常运行。

2. 加强温度控制针对温度波动过大的问题，可以采取加强温度控制的措施，例如增加温度监测装置，加强对温度变化的监控和调节，确保催化剂运行在适宜的温度范围内。

3. 稳定气体供应为了解决供气不稳定的问题，可以加强对气体供应系统的管理，确保气体供应的稳定性。

可以采取增加备用供气装置、定期检查气体供应管道等措施，保障催化装置的正常运行。

4. 废气预处理对于废气中污染物浓度过高的情况，可以考虑增加废气预处理设备，将废气中的污染物浓度降低到催化装置可接受的范围内，以提高脱硫脱硝效果。

催化装置脱硫脱硝设备的运行问题是一项复杂的工作，需要全面的技术和管理支持。

通过加强对设备的监测和调节、定期维护和保养、人员培训等措施，可以有效地解决设备运行中出现的问题，确保设备能够高效、稳定地运行，达到清洁生产的目的。

生产线SNCR脱硝系统的常见故障及处理我公司2条5000t/d生产线于2022年8月开始安装SNCR 脱硝系统，于2022年10月投入使用，现就该设备在调试和运行中出现的问题和采取的改进措施进行探讨。

1、NOx排放浓度超标1.1故障现象脱硝系统运行中，主机屏幕上显示NOx排放浓度超过设定值(400mg/m³）（标态，下同)，氨水流量达1000kg/h时仍不能降低，阀门开度100%。

1.2故障原因分析及处理NOx排放浓度过高，氨水流量达设定值仍不能降低NOx排放浓度，原因可能是因为NOx初始浓度过高，此时可与C2烟气颗粒物排放连续检测系统(CEMS)的NOx浓度做对比，如确因NOx浓度过高（我公司脱硝系统设计NOx初始浓度最大为1000mg/m³左右），只能适当降低窑产量，以降低NOx排放浓度；而如果是因为喷枪套管堵塞致使氨水不能喷到喷区与NOx发生反应，致使NOx浓度无法降低，则应取出喷枪，清理喷枪套管内结皮后再插入即可。

2、C5的CEMS频繁死机导致NOx排放浓度长时间无变化2.1故障现象脱硝试运行期间，中控发现NOx排放浓度长时间无变化，通知电工调节脱硝系统主机屏幕上的补偿值，增大氨水喷量，但无论如何修改补偿值，NOx浓度均波动很小，当电工重启C5的CEMS主机后，氨水喷量降低，NOx浓度正常波动，运行一段时间后故障又反复出现。

2.2故障原因分析及处理我公司SNCR脱硝系统工艺流程是C5的CEMS检测到NOx 排放浓度，经CEMS主机转为4~20mA电流信号后输送到脱硝系统PLC，当脱硝系统主机启动后，PLC根据CEMS输送的电流信号计算后，由输送泵输出相应的氨水流量，在C3喷区与NOx 发生反应，降低NOx浓度，故电流信号决定了脱硝系统主机上的NOx浓度变化，因此当C5的CEMS死机后，输出电流信号无变化，脱硝系统主机上的NOx浓度亦无变化。

CEMS主机死机的原因：一是主机内存不足，电脑反应迟钝，二是主机输出端接口松动，三是电气干扰。

1000MW超超临界机组SCR脱硝系统运行中存在问题及解决措施随着电力行业建设步伐的不断加快，环境问题成为人们越来越关注的问题，火电厂每天都会有大量的NOx排放，火电厂脱硝技术应用也越来越广泛。

《火电厂大气排放标准GB13223-2011》中规定：自2014 年起，燃煤电厂锅炉NO2排放限值为100mg/m3。

根据此标准，现火电厂要求新上机组及老机组在2014年底全部完成脱硝设施改造，煤粉炉选择的是SCR技术，还原剂为液氨。

随着越来越多的机组投入脱硝，脱硝系统日益暴露出较多共性问题，本文对这些问题及解决方案进行总结归纳，以供脱硝人员借鉴。

标签：1000MW机组；脱硝系统；问题；解决1 SCR 烟气脱硝技术特点及选型1.1 SCR烟气脱硝技术特点（1）脱硝效率可以高达95%，结合炉内低氮改造，NOx排放浓度可控制到50mg/Nm3以下。

通常通过增加催化剂层数降低NOx排放浓度，满足更高的排放标准；（2）SCR反应器一般布置于空预器入口（烟温范围为300～420℃），锅炉烟道阻力增加约800～1200Pa，因此脱硝改造时需重新核算引风机压头。

（3）逃逸氨与SO3反应，可能在空预器换热面上形成硫酸氢铵，导致空预器冷端堵塞，必须对空预器进行防腐和防堵灰改造。

（4）SCR系统通常分为氨区公用系统和反应器系统两部分，二者分开布置。

因液氨属危险化学品，需由有资质的单位设计氨区公用系统，并按有关规定采取相应的安全措施。

1.2 催化剂选型催化剂是SCR工艺的核心。

脱硝催化剂主要是V2O5-WO3（MoO3）/TiO2基催化剂。

由于催化剂布置在省煤器和空预器之间的高灰区域，采用的结构形式多为蜂窝式、板式或波纹板式等整体成型式SCR催化剂。

催化剂选型应结合燃煤灰分、脱硝效率、烟气阻力、运行可靠性等进行综合性比较确定，并符合国家或行业有关标准及集团有关导则、规定的要求。

2 莱州公司脱硝系统概述及工艺流程2.1 概述华电莱州发电有限公司脱硝采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，主要原理：还原剂在催化剂的作下，将火电厂烟气中产生的氮氧化合物还原成无污染的氮气和水，其中烟气中的氮氧化合物主要以NO和NO2为主。

选择性催化还原(SCR)脱硝技术应用问题及对策前言我国一次能源结构以煤炭为主,燃煤产生的氮氧化物(NOx)是造成大气污染的主要污染源之一, 不仅会形成酸雨,还能导致光化学烟雾,危害人类健康,而燃煤电站是NOx排放的大户。

煤燃烧过程中生成的NOx 有三种方式:热力型NOx,它是空气中的氮气在高温下氧化而成;燃料型NOx,它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解而又接着氧化而成;速度型NOx,它是燃烧时空气中氮和燃料中的碳氢化合物反应生成的。

对于燃煤电站锅炉,一般热力型NOx占总NOx排放量的25%,燃料型NOx占75%,速度型NOx 所占份额很少。

目前燃煤电站的NOx控制技术主要包括各类低NOx燃烧技术如空气分级燃烧、燃料分级燃烧、煤粉再燃等以及烟气脱硝技术如SCR(选择性催化还原)、SNCR(非选择性催化还原)等。

其中SCR技术具有较高的脱硝效率(可达90%),且技术较为成熟,无二次污染,在我国得到了越来越多的应用。

1. SCR法基本原理氮氧化物(NOx)选择性催化还原过程是在催化剂的作用下,通过加氨(NH3)可以把NOx 转化成空气中天然含有的氮气(N2)和水,由于NH3可以“选择性的”和NOx 反应而不是被氧气(O2)氧化,因此反应被称为具有“选择性”。

主要反应方程式如下:4NO + 4NH3 + O2 →4N2 + 6H2O6NO + 4NH3 →5N2 + 6H2O2NO2 + 4NH3 + O2 →3N2 + 6H2O6NO2 + 8NH3 →7N2 + 12H2ONO + NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O除上述反应之外,在条件改变时,还可能发生以下副反应:4NH3 + 3O2 →2N2 + 6H2O4NH3 + 5O2 →4NO + 6H2O2NH3 →N2 + 3H2SO3 + 2NH3 + H2O →(NH4) 2SO4SO3 + NH3 + H2O →NH4HSO42. 影响SCR法脱硝性能因素及对策2.1 催化剂的活性市场上主流催化剂有三种,分别为蜂窝式、平板式、与波纹板式。

催化装置脱硫脱硝设备的运行问题及对策催化装置脱硫脱硝设备是工业生产中常见的环保设备，它能够有效地减少排放物中的二氧化硫和氮氧化物，保护大气环境的清洁。

随着设备的运行时间增长，一些运行问题也逐渐显现出来，给设备的正常运行带来了一定的影响。

针对催化装置脱硫脱硝设备运行中的问题，我们有必要提出相应的对策，保证设备的稳定运行。

催化装置脱硫脱硝设备在运行过程中，会出现催化剂失活的问题。

催化剂失活的主要原因有两个方面，一是非均相反应所造成的催化剂中毒，二是催化剂本身的老化。

针对这个问题，我们可以采取以下对策：加强设备的检修和维护工作，及时清理设备内的灰尘和杂质，保持催化剂的表面清洁和活性。

定期对催化剂进行再生处理，以恢复催化剂的活性。

逐步改进催化剂的质量和结构，提高其抗毒性和耐老化能力。

设备在运行过程中可能会出现催化剂失效的问题。

催化剂失效会导致设备的运行效率下降甚至停止运行，为了解决这个问题，我们可以采取以下对策：加强对设备运行参数的监测和控制，及时发现催化剂失效的迹象，并进行处理。

采取合理的操作方法，避免对催化剂产生过大的冲击和压力。

定期对催化剂进行检测和评估，及时更换失效的催化剂，保证设备的稳定运行。

设备在运行过程中会存在对硫和氮氧化物的脱除效率低的问题。

对硫和氮氧化物的脱除效率低会导致排放物中的污染物含量超标，对环境造成一定的危害。

为了解决这个问题，我们可以采取以下对策：采取合理的运行和操作控制参数，提高催化装置的脱硫脱硝效率。

定期对设备进行检修和维护，保证设备的各项参数处于最佳状态。

采取合适的催化剂材料和结构设计，以提高对硫和氮氧化物的脱除效率。

脱硝系统运行维护及注意事项1.脱硝运行中的调整1.1运行人员注意监视尿素溶液储罐液位，防止液位过高溢流过低则尿素溶液循环泵联跳。

1.2通过调整尿素循环泵和稀释水泵来控制入炉尿素溶液的浓度。

1.3如果SCR出口烟气NOx浓度含量超标，应检查尿素溶液喷枪流量和尿素溶液浓度，并检查SCR入口烟气NOx浓度的变化。

1.4运行中应经常检查各罐的液位和温度保证最佳的运行工况。

1.5SCR投入前应检查计量分配模块进口前压缩空气压力≥0.45Mp，脱销反应器入口烟温在315℃～420℃之间，反应器出口的氮氧化物分析仪、氨逃逸表、氧量计工作正常，CRT上显示数据准确。

1.6根据脱销反应器入口烟温中的NOx含量及负荷情况，以脱硝反应器出口NOx含量≤100mg/m3,NH3含量≤5ppm为标准手动缓慢调节喷枪尿素流量调节阀。

1.7喷尿素溶液时，若SCR出口显示NOx显示无变化或明显不准确，则应及时联系检修处理，暂停喷尿素溶液。

1.8尿素溶液的注入量要保证足够的氨与氮氧化物反应，以降低氮氧化物排放量。

又要避免向烟气中注入过量的尿素，过量的尿素不仅增加腐蚀，特别是会形成铵盐，堵塞催化剂，造成催化剂失去活性，缩短催化剂寿命，增加在空预器中的铵盐沉积，降低空预器效率。

1.9脱硝热解风为热一次风，由于热一次风含有一定的灰尘，脱硝喷枪长期运行后可能造成局部的喷枪堵塞，影响脱硝效率，炉内热空气的流量低或温度低，都会造成尿素溶液得不到完全热解而在尾部形成沉积，通过控制炉尾部出口混合气体的温度大于320℃可以有效防止沉积和堵塞问题的出现。

2.SCR注意事项2.1、喷枪在安装入炉前，必须将压缩空气打开，（通过调压阀将压力调整到0.4~0.6MPa）2.2、喷枪只要在炉内，无论是否喷射尿素溶液，都必须保持压缩空气足压的供应，以保证喷枪不被粉尘堵塞，如长时间不用时，将喷枪从炉内取出2.3、分配模块上保证空气管路阀门常开，当系统准备开启时，缓慢打开流量计后球阀，以防管路压力过大，损坏流量计。

3.2 管路堵塞3.2.1 管路或阀门内部结晶造成管路堵塞结晶原因一：由于管路存在“盲端”运行时，液氨在此长期堆积，因流动性差温度降低较快，液氨达到结晶温度条件，造成管路或阀门内部结晶。

此问题常见于供氨管路旁路系统、压力表处、排污系统等内部液氨不经常流动区域(如图1所示)。

图1 管路或阀门易结晶部位示意图结晶原因二：由于我厂所处纬度极端气温-40.2～36.6℃，当供氨系统室外管路或阀门外部保温失效、破损或保温厚度低等原因，造成供氨管路散热较快，液氨在达到结晶温度造成管路结晶堵塞。

3.2.2 管路或阀门内部积垢造成管路堵塞常见于供氨流量计内部缩颈处、氨-空混合器喷嘴处及系统管路变径三通部位。

从堵塞部位取出积垢为块状，颜色呈现黑色黄褐色；使用磁铁进行吸附试验，发现积垢有明显吸附性；垢样送吉林省电科院进行化验分析，给出结果为内含超50%氧化铁；根据以上现象及实验分析结果结合我厂实际运行工况，初步判断我厂供氨管路内部积垢原因有三点，详细分析如下：积垢原因一：尿素水解所使用水、汽品质较差：由于我厂四台机组脱硝系统采用尿素水解法制备脱硝还原剂，脱硝装置公用一个还原剂储存、卸载及尿素溶液制备、储存及输送系统。

当水解区所使用水、汽内含铁或氧化铁含量较高时，容易造成液氨内铁或氧化铁杂质上升，致使杂质在供氨管路内形成积垢。

积垢原因二：供氨系统管路化学成分铁元素析出：我厂脱硝系统供氨管路所使用管材全部为白钢316L(022Cr17Ni12Mo2)，根据其化学成分判断，当高温液氨流经管道时，其摩擦及腐蚀管道造成管道化学成分铁元素析出，致使液氨内铁或氧化铁杂质上升。

积垢原因三：尿素品质较差：我厂所使用尿素为大宗采购货物，其本身含有其他杂质，经水解后造成供氨管路内液氨含0 引言随着国家节能减排工作的不断深入，2015年12月国家发展改革委、环境保护部和国家能源局发布了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，为满足国家和地方环保法规要求，改善本地区的大气环境质量，确保电力与环境的可持续协调发展，树立国电集团品牌形象，推进电厂未来发展，建设绿色环保型电厂，国电吉林热电厂分两期对全厂四台机组进行了脱硝改造。

SCR烟气脱硝技术研讨及常见问题分析处理中国华电工程（集团）有限公司华电环保系统工程有限公司张鹏2014年3月14日SCR烟气脱硝技术研讨及常见问题分析处理火电厂大气污染物（特别是NOx氮氧化物）的排放对生态环境的影响越来越严重。

为此，我们必须加大污染治理力度，提高污染物排放的标准，努力改善大气环境质量，推动社会经济又好又快发展。

随着国内社会经济的发展、科技的进步，人民们生活水平的日益改善，社会对环境的重视达到了空前的高度。

在国家能源环保政策的鼓励下，烟气脱硝装置成为继脱硫装置后电厂建设的重要组成部分。

这对我国电力事业的发展包括设计、运行和维护等提出了新的要求。

随着我国经济的发展, 在能源消费中带来的环境污染也越来越严重。

其中，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人民生存的四大杀手。

燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。

在我国二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的，我国烟气脱硝项目起步较晚，国内运行的烟气脱硝项目所采用的工艺也是引进欧、美、日等发达国家和地区烟气脱硝技术, 针对目前国内外现状，特对SCR烟气脱硝技术做如下简介。

一．SCR脱硝成熟技术简介1．国内外成熟技术我国烟气脱硝技术研究和项目实施起步较晚，国内现有的较大型烟气脱硝工艺均引进于欧美、日本等国家。

应用较为广泛的烟气脱硝技术主要有选择性催化还原法、选择性非催化还原法和SNCR-SCR联合脱硝法。

1.1选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction，SCR）SCR法是指常压下，向含有NOX和其它适宜温度的烟气中喷入约5%的气氨，并使其混合均匀，流经装有催化剂的反应器进行NOX与NH3的选择性还原反应，生成无害的N2和H2O。

我国首例SCR脱硝工程于1999年投运，目前国内约300家左右电厂已采用该工艺。

SCR烟气脱硝效率较高，可达80%~90%，但该工艺设备投资大，所用催化剂昂贵且容易受多种因素影响失效，大多数中小型企业难以承受。

SCR脱硝运行维护过程常见问题分析及对策1.稀释风机运行时机稀释风机的基本作用是将制备的氨气稀释后喷入反应器（系时候的氨气浓度远低于爆炸极限，保证安全运行），氨气与氮氧化物反应达到脱出氮氧化物的目的，因此稀释风机运行是喷氨的必备条件。

稀释风机还有一个重要作用是避免锅炉运行过程中，灰尘堵塞喷氨格栅。

因此稀释风机伴随引风机的运行而运行。

大多数电厂在逻辑里没有体现，但在运行规程中应明确规定启动引风机前先启动稀释风机，或启动引风机后及时投运稀释风机，从实际运行的角度都是可行的。

严禁引风机启动后长时间未启动稀释风机，否则会导致喷氨格栅堵塞，喷氨格栅脱硝效率达不到要求，强行提高效率导致大量氨逃逸。

引风机停运后方可停运稀释风机，注意当锅炉停运期间进行启动风机通风，也应启动稀释风机。

2.稀释风机系统故障几种常见问题稀释风系统常见问题是稀释风风量降低，导致该问题主要有如下几种情况：（1）稀释风机入口阀门关小。

稀释风机入口阀的作用是调节稀释风机流量。

当调试结束，该阀门一般不要调整。

不宜根据负荷高低或入口氮氧化物浓度调整风量，该风量应一直保持最大运行风量，当发现稀释风机出口压力降低，风量较小，应检查入口阀门是否有误操作。

（2）稀释风机入口滤网堵塞。

部分稀释风机入口滤网采用毡式滤网，极易堵塞，每周至少清理一次。

很多电厂采用钢丝网式滤网，网孔较大效果较好。

滤网堵塞现象与入口阀门关小一致。

（3）喷氨格栅堵塞。

一般喷氨格栅堵塞都是由于未能及时启动稀释风机造成的，现象是：压力提高，流量降低，一旦堵塞清理不易，如有停机机会应彻底清理检查；如不能停机可采用提高稀释风机压力进行疏通，如果比较严重可采用压缩空气逐一吹扫。

注意喷氨格栅堵塞与氨管路阻火器堵塞判断不一样。

3.声波吹灰器启停及提高吹扫效果机组启动，声波吹灰器应及时启动（其顺控一直投入，定期吹扫），不论脱硝投运与否。

声波吹灰器按组吹扫（同时启动一组同层吹灰器），吹灰器间声波叠加效果更好，（个别电厂厂家强调逐一吹扫，主要考虑气源因素，以厂家和设计为准）。

燃煤电厂SCR脱硝装置堵塞问题分析及改进结合某电厂300MW机组脱硝装置运行实例，分析脱硝装置运行过程中整流装置、喷氨格栅、催化剂以及空气预热器等设备堵塞问题及其成因，并提出优化大灰滤网结构和布置、实行定期运行蒸汽吹灰器，调整声波吹灰器工作频次、及时清理选择性催化还原(SCR)脱硝装置各层及钢梁、导流板积灰、确保催化剂通道畅通以及更换积灰严重的催化剂等相应的优化改进措施，以提高SCR脱硝装置运行安全稳定性。

可为防控和应对燃煤电厂SCR脱硝装置积灰提供参考。

我国的能源结构决定电力供应将长期以煤炭为主。

国内已探明的无烟煤占煤炭总量的15%左右，因其低挥发分、不易着火的特点多适用于W形火焰锅炉。

选择性催化还原SCR 脱硝技术以其技术成熟、脱硝效率高等优点广泛应用于大型燃煤电厂。

多数SCR脱硝装置采用高灰布置，在长期运行过程中，脱硝系统各个设备及下游空气预热器积灰堵塞问题往往难以避免。

特别是基于W形火焰锅炉炉内温度高，火焰行程长，燃烧剧烈，省煤器出口烟气流场分布不均等燃烧特性，相关设备堵塞问题尤为严重。

本文结合某电厂300MW机组脱硝装置运行实例，分析总结SCR脱硝装置各设备及下游空气预热器积灰堵塞问题以及应对措施。

1 某电厂SCR脱硝装置概述西南地区某电厂300MW机组采用东方锅炉股份有限公司生产的自然循环锅炉，燃烧器布置于下炉膛前后拱上，W形火焰燃烧方式。

采用SCR脱硝工艺、板式催化剂、液氨作为吸收剂，反应区主要由进出口烟道、导流板、均流装置、喷氨格栅、催化剂和吹灰装置组成。

脱硝装置设计煤质及灰成分分析见表1，脱硝装置设计参数见表2。

由表1可知，脱硝装置设计煤质灰分为38%，飞灰质量浓度为45g/m3，烟气中灰分较大，存在积灰堵塞的风险。

由表2可知，设计入口NOx质量浓度为1100mg/m3，出口NOx质量浓度小于200mg/m3，NOx脱除量较大，液氨消耗量较高，同时考虑W形火焰锅炉的燃烧特性，进口烟道流场均匀性较差，存在局部区域氨逃逸量超标的风险。

学术论坛457SCR 脱硝系统运行中的问题分析与改进黄胜德（浙江浙能温州发电有限公司，浙江 乐清 325602）摘要：分析了温州发电有限公司选择性催化还原技术脱硝系统投运后出现的一些问题，如低负荷时脱硝系统进口烟温低、尿素溶液管道结晶堵塞、脱硝电加热器故障和耗电量大等，并提出相应的改进措施，才有利于机组安全环保运行。

关键词：SCR 脱硝；烟温；结晶；节能；措施众所周知，氮氧化物是主要的大气污染物，会引起酸雨和光化学烟雾问题。

随着环境问题的日益突出，作为大气污染物中氮氧化物主要来源，燃煤电厂对氮氧化物的排放日益严格，这就要求电厂必须建设配套的脱销系统，浙能温州特鲁莱公司和浙能温州发电有限公司脱硝系统都采用选择性催化还原（SCR）烟气脱硝工艺。

自2012年11月各台机组脱硝系统陆续投运后运行可靠性高，故障率低，但是在正常运行期间，还是出现了异常，影响了脱硝系统的投运率，对生产安全及环保产生了不小的影响，分析其运行中的问题，并提出相应的改进措施。

1 SCR 烟气脱硝装置概况 SCR 烟气脱硝装置布置在省煤器与空预器之间，脱硝反应器位于送风机与一次风机的上方。

SCR 脱硝装置采用蜂窝式催化剂，按照“2+1”模式布置，反应器安装吹灰装置，采用声波吹灰器。

主要由尿素溶解系统、热解炉、催化剂、反应器等组成。

尿素颗粒经斗式提升机或气力输送装置输送到溶解罐里。

除盐水将尿素颗粒溶解成50%质量浓度的尿素溶液，再通过尿素溶液输送泵送到每台炉的尿素溶液储罐里。

尿素溶液通过循环泵在计量分配模块和尿素储罐之间不断循环，一部分进入热解炉被来自电加热器的稀释风分解成氨气。

在热解炉内分解成氨气和浓度小于5%的混合气体经母管送入各分支管，分支管内的混合气体经氨喷射格栅喷入烟道内与烟气充分混合后，流入催化反应器。

当反应温度达到一定后，与氨气充分混合的烟气气流流经SCR 反应器的催化层，氨气与NO X 发送催化还原反应，将NO X 还原为无害的N 2和H 2O。

SCR 系统典型故障分析处理及建议SCR 系统是用于减少柴油发动机尾气中氮氧化物的排放的重要装置，但在长时间使用中，可能会出现一些故障，影响其效率和性能。

本文将从常见故障入手，分析其原因及解决方法，并对使用和维护SCR 系统提出建议。

一、常见故障及原因1.红色故障灯亮起红色故障灯亮起是SCR 系统出现故障的常见情况。

其原因可能是车辆行驶过程中，排放物测量系统检测到一个或多个排放物含量超出标准值的情况。

该故障通常由严重的化学处理媒介故障、废气传感器故障或电子控制器故障等引起。

2.关闭ECO 模式ECO 模式是一种节约汽油的模式，可以降低转速以减少油耗。

但是，如果SCR 系统出现故障，ECO 模式将被禁用。

导致ECO 模式失效的故障通常涉及SCR 催化剂的过度加热或过度冷却，以及油温过高的情况。

3.红色的液位指示灯亮起当SCR 系统的尿素液位下降时，红色的液位指示灯会亮起。

这可能是尿素系统故障，差压或温度传感器故障，或储尿器泄漏引起的。

4.排放测量保护排放测量保护可能会在仪表盘上显示为黄色的锤子图标。

它的原因可能是温度传感器或其他传感器故障，催化剂或过滤器的质量不佳，或车辆行驶环境条件不适宜。

二、故障处理建议1.维修SCR 系统对于故障的SCR 系统来说，最好的解决方案是将其送到维修中心进行维修。

由于SCR 系统是一项高科技设备，自己维修可能会引起更多的问题。

2.注意尿素液位由于SCR 系统需要使用尿素，尿素液位必须时刻保持在恰当的水平。

如果尿素液位过低，系统将无法正常工作。

因此，及时检查、加注和维护尿素液位至关重要。

3.规律的检查和维护定期检查和维护是保持SCR 系统工作稳定的关键。

此外，及时更换过滤器和催化剂也十分重要。

三、使用和维护建议1.避免过度反应。

过度反应意味着更多的氨将不能与氮氧化物反应，从而浪费尿素和导致空气污染。

因此，不能过度使用或超负荷操作。

2.保持干燥和洁净。

SCR 系统应保持清洁和干燥，防止灰尘和污垢积累。

SCR脱硝反应器堵灰成因与解决方案分析SCR脱硝反应器在燃煤电厂中是一种常用的空气污染控制设备，可以有效地减少氮氧化物（NOx）的排放。

然而，在长期运行过程中，SCR脱硝反应器可能会出现堵灰现象，导致反应器性能下降甚至无法正常运行。

本文将对SCR脱硝反应器堵灰的成因进行分析，并提出解决方案。

首先，堵灰的主要成因之一是催化剂层表面积的逐渐减小。

催化剂层是SCR脱硝反应器的核心部分，其中的催化剂可以促进氮氧化物与氨的反应生成氮气和水。

然而，在长时间运行过程中，催化剂层表面会逐渐沉积一层灰尘，减小了催化剂与废气接触的表面积，降低了反应效率。

此外，催化剂层表面的堵塞还会降低氨的扩散速率，影响催化反应过程。

其次，SCR脱硝反应器堵灰的另一个成因是废气中颗粒物的积聚。

燃煤电厂烟气中含有大量的微细颗粒物，这些颗粒物在废气经过SCR脱硝反应器时容易在催化剂层表面积聚。

颗粒物的积聚不仅导致催化剂层的堵塞，还可能在反应器内形成压力堆积，影响废气的正常流动。

针对SCR脱硝反应器堵灰的问题，可以采取以下解决方案：首先，定期清洗催化剂层。

定期清洗催化剂层可以有效地去除积聚在表面的灰尘和颗粒物，恢复催化剂的表面积，提高反应效率。

清洗方法可以采用化学清洗或机械清洗，根据实际情况选择合适的清洗方法。

其次，加强废气预处理。

在SCR脱硝反应器之前可以设置预处理设备，如除尘器等，用于降低废气中的颗粒物浓度。

通过减少废气中颗粒物的含量，可以有效减缓催化剂层的堵塞速度，延长SCR脱硝反应器的使用寿命。

此外，增加氨的喷射量也可以起到一定的解决堵灰问题的效果。

适量增加氨的喷射量可以提高反应器内的氨浓度，加快氮氧化物与氨的反应速率，从而减少催化剂表面的堵塞。

最后，定期检查和维护SCR脱硝反应器。

定期检查反应器的排气温度、压差和氨的喷洒效果等参数，及时发现异常情况并进行维护和修复，可以避免问题的进一步恶化。

综上所述，SCR脱硝反应器堵灰是一种常见的问题，但可以通过定期清洗催化剂层、加强废气预处理、增加氨的喷射量以及定期检查和维护反应器等方法来解决。

SCR脱硝系统存在问题与对策面对国内日益严峻的环保形势,国家发展和改革委员会、环境保护部、国家能源局于2014年9月12日联合发布了“煤电节能减排升级改造行动计划(2014—2020年)”.该计划要求,“十三五”期间,火电厂大气污染物控制将全面实施超低排放,燃煤电厂排放的大气污染物质量浓度接近“燃气轮机组排放限值”,即烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放质量浓度分别达到10、35、50mg/m3限值[1].当前,燃煤电厂实现NOx超低排放主要采用选择性催化还原(SCR)脱硝系统自身提效,或低氮燃烧(LNB)、非选择性催化还原(SNCR)与SCR技术的组合.实现NOx超低排放需要提高SCR 脱硝效率,这通常伴随着NOx排放控制质量浓度降低、脱硝系统喷氨量和催化剂用量增加及SO2氧化率提高等.因此,了解和掌握NOx超低排放下SCR脱硝系统运行的特点,采取有效措施减少其运行中出现的新问题,是实现SCR脱硝系统超低排放运行的关键[2].1NOx超低排放存在新问题燃煤电厂在现有SCR脱硝系统运行的基础上,通过提高脱硝效率(通常由目前的60%~80%提高到85%~95%)实现NOx超低排放的同时,可能会出现以下新问题:1)SCR反应器在高效率下运行时,不仅需要增加催化剂用量,同时对脱硝系统入口NH3/NOx混合均匀性的要求明显提高;2)增加催化剂用量,会造成催化剂的整体SO2氧化率提高,脱硝系统出口SO3质量浓度增大,加剧空气预热器硫酸氢铵堵塞的风险;3)将NOx排放质量浓度控制到50mg/m3以内后,日常运行中脱硝系统出口NOx质量浓度波动范围可能在20~50mg/m3,需要避免NOx排放超标和防止过量喷氨;4)SCR脱硝效率提高,通常会伴随着喷氨量的增加,由此会进一步提高脱硝系统的最低喷氨温度;5)提高脱硝效率大多采用增加备用层催化剂的方案,从而改变了现有催化剂的设计寿命管理方案,需重新制定催化剂的寿命管理策略.2问题分析及对策2.1 NH3/NOx混合均匀性SCR脱硝系统在较高的脱硝效率下运行时,氨氮摩尔比变化对脱硝效率和氨逃逸量的影响如图1所示[3].由图1可见,随着氨氮摩尔比增大,脱硝效率升高,氨逃逸量也逐渐增大,尤其当脱硝效率超过90%时,氨逃逸量增大的趋势明显加快,空气预热器形成硫酸氢铵堵塞的风险加大.图1氨氮摩尔比变化对脱硝效率和氨逃逸量的影响脱硝系统运行效果不仅取决于催化剂的性能,还与脱硝反应器内的流场优劣和NH3与烟气中NOx的混合均匀性关系密切.氨氮摩尔比分布偏差对脱硝性能的影响如图2所示[4].图2氨氮摩尔比分布偏差对脱硝性能的影响由图2可见,在催化剂体积量一定,脱硝效率为90%时,当脱硝系统入口氨氮摩尔比分布偏差为5%时,对应氨逃逸量在1μL/L以内;而当氨氮摩尔比分布偏差增大到12%时,对应氨逃逸量迅速增至5μL/L以上.图3为某电厂1000MW机组现场喷氨优化试验结果[5].由图3可见,在SCR反应器喷氨格栅调节阀开度固定的情况下,逐渐增加喷氨量,脱硝效率由82%升至97%,此时A侧反应器出口截面NOx质量浓度分布相对偏差由15%增至35%,B侧反应器出口截面的NOx质量浓度分布相对偏差由16%增至31%.这是由于SCR反应器出口NOx质量浓度过低,其截面NOx质量浓度平均值迅速减小所致.图3某1000MW机组SCR反应器出口NOx质量浓度分布相对偏差与脱硝效率的关由上述分析可见,脱硝效率越高,系统对NH3与烟气中NOx混合均匀性的要求就越高,控制氨逃逸量的难度增大,空气预热器形成硫酸氢铵堵塞的风险也相应加大.因此,建议定期进行脱硝系统喷氨优化调整试验,将脱硝喷氨量调整至最佳值,避免SCR反应器出口截面局部氨逃逸量过高,从而提高脱硝系统运行的经济性[6].对于不具备双向分区喷氨量调节功能的脱硝系统,应对其进行优化改造,以实现喷氨量的精细化调整[7].2.2SO2氧化率为实现NOx超低排放,通常需要增加催化剂体积量.脱硝系统催化剂多采用“两用一备”或“三用一备”模式布置.某电厂原SCR脱硝系统设计入口NOx质量浓度为400mg/m3,脱硝效率为80%.为实现NOx超低排放,在原基础上增加了第3层备用催化剂.实验室中试检测结果表明,脱硝效率提高到90%以上后,SCR脱硝系统出口NOx质量浓度由之前的44.6mg/m3降至34.2mg/m3,氨逃逸量由之前的4.4μL/L降至0.9μL/L.图4为增加第3层备用催化剂后各层催化剂出口NOx质量浓度和氨逃逸量的变化趋势.由图4可见,第1层催化剂在脱除NOx方面贡献较大,而第3层催化剂的主要作用在于脱除上游未参与反应的NH3[8].图4增加第3层备用催化剂后各层催化剂出口NOx质量浓度和氨逃逸量的变化脱硝系统增加催化剂体积量,在实现NOx超低排放的同时也增加了脱硝反应器出口的SO3质量浓度.某电厂SCR脱硝系统配置3层催化剂,其各催化剂层SO2氧化率变化情况如图5所示.由图5可见,沿烟气流向,SO2向SO3的转换率呈加速趋势,这与脱硝系统增加备用层后催化剂面速度迅速减小有关[9].因此,通过增加催化剂用量实现NOx超低排放的同时,会导致脱硝系统出口的SO3质量浓度迅速提高,加大了空气预热器形成硫酸氢铵堵塞的风险.图5SO2氧化率沿烟气流程的变化在保证NOx达标排放的同时,要控制空气预热器硫酸氢铵的生成,需要降低脱硝反应器出口烟气中SO3的质量浓度.对此可采取以下措施降低SO2氧化率:1)尽量减少催化剂的使用量;2)控制催化剂中的钒含量;3)通过改烧、掺烧措施降低燃煤中硫的含量.2.3喷氨控制脱硝系统在较高脱硝效率下运行,当锅炉运行工况变化较大时,SCR脱硝系统入口NOx质量浓度会出现一定程度的波动,为防止NOx排放质量浓度瞬时超过50mg/m3,通常会将SCR脱硝系统出口NOx质量浓度设定为较低值.某电厂运行中SCR脱硝系统出口NOx质量浓度设定值为35mg/m3,设计脱硝效率为92%.若按照SCR脱硝系统入口NOx质量出口NOx质量浓度为50mg/m3时,对应脱硝效率为90%,若出口NOx质量浓度低至20mg/m3时,则对应脱硝效率高达96%,即该电厂实际运行中脱硝效率变化范围为90%~96%.因此,在NOx超低排放形势下,脱硝系统的运行效率接近SCR技术的临界值,过量喷氨风险较大.为保证NOx排放合格,同时避免过量喷氨,脱硝系统喷氨的优化控制至关重要.以某电厂脱硝控制系统为例,原设计脱硝喷氨采用开环控制,根据SCR反应器入口NOx质量浓度及总风量来调节喷氨量,不以SCR反应器出口NOx质量浓度为控制目标,因此无法实现脱硝系统自动控制. 该脱硝系统投运以来,一直采用手动方式调节喷氨量,易造成NOx排放质量浓度超标及过量喷氨等问题.为此,采用PID串级闭环控制系统对原脱硝过程控制系统进行优化.以SCR反应器入口NOx质量浓度及烟气流量为前馈,以SCR反应器出口NOx质量浓度为反馈,计算出理论喷氨流量,通过PID控制氨流量调节阀开度,从而实现脱硝喷氨量与机组负荷、入口NOx质量浓度的自动协调[10].图6为优化前后脱硝喷氨控制系统.图6优化前后脱硝喷氨控制系统部分电厂脱硝喷氨控制系统采用串级闭环控制逻辑,但自动调节喷氨量的效果仍然不佳,这与部分参数设置不合理有关,需要对控制逻辑中各项参数进行整定.参数整定具体包括:通过实际测试及理论计算对在线仪表测量值进行修正;对输出环节计算过程进行核对,并合理确定限幅;通过计算并结合试验的方法,对串级闭环控制PID参数进行优化整定.2.4最低喷氨温度由于燃煤锅炉烟气中存在SO3,催化剂在低温下运行时会在其毛细微孔内产生硫酸氢铵,造成催化剂微孔堵塞,使得还原剂NH3和烟气中的NOx难以到达催化剂活性位上,从而表现为催化剂活性降低及硫酸氢铵中毒现象.硫酸氢铵在催化剂微孔内的形成示意如图7所示[1].图7硫酸氢铵在催化剂微孔内的形成示意低温下烟气中的SO3、NH3及H2O形成硫酸氢铵的过程为：SO3+NH3+H2O→NH4HSO4(1) 最低喷氨温度T与入口喷氨量φ(NH3)体积分数和SO3及H2O含量φ(SO3)、φ(H2O)之间成函数关系,即T=F(φ(SO3)、φ(NH3)、φ(H2O)).硫酸氢铵的生成量与烟气中的SO3、NH3及H2O含量成正比.SO3含量对最低喷氨温度的影响最大,NH3次之,H2O最小[11G12].某典型催化剂的最低喷氨温度曲线如图8所示[13].在烟气中SO3和H2O含量一定的情况下,当脱硝系统出口NOx质量浓度由100mg/m3降至50mg/m3以下时,喷氨量的增加会导致φ(NH3)×φ(SO3)的增加,从而使最低喷氨温度的升高.因此,脱硝系统运行时,需根据实际烟气参数及喷氨量的增加情况重新调整SCR脱硝系统运行的最低喷氨温度,并在脱硝系统控制逻辑中修改相应的保护值.图8典型催化剂最低喷氨温度曲线针对机组低负荷运行时脱硝系统入口烟温低于最低喷氨温度的情况,根据温差的大小,通常可采取调整锅炉运行方式或设备改造方式以满足低负荷下喷氨要求[14].锅炉运行方式调整主要有:1)改烧或掺烧低硫煤,降低烟气中SO3质量浓度,从而降低催化剂的最低喷氨温度;2)通过锅炉燃烧优化调整试验,降低脱硝系统入口NOx质量浓度,即通过减少喷氨量来降低最低喷氨温度;3)通过改变锅炉运行模式,适当提高脱硝设备系统入口烟温,从而满足最低喷氨温度需要.设备改造方式主要有:1)增加省煤器烟气调温旁路,通过引入高温烟气来提高脱硝系统入口烟温;2)通过省煤器受热面分级,提高催化剂入口烟温;3)通过省煤器给水旁路或给水加热等方式,减少烟气吸热量,提高催化剂入口烟温;4)对于非低氮燃烧锅炉,可通过深度低氮改造降低脱硝系统入口NOx质量浓度,从而减少喷氨量,降低最低喷氨温度.2.5催化剂寿命管理催化剂寿命管理的目的在于经济有效地使用催化剂,根据不同阶段催化剂的实际运行性能,适当地增加、更换或再生催化剂,从而在确保NOx达标排放和设备安全运行的前提下,将脱硝系统的运行成本降至最低.脱硝系统催化剂的设计化学寿命通常为24000h,当催化剂的脱硝性能下降至不能满足设计要求时,首先添加备用层催化剂,然后根据催化剂的实际性能下降情况更换或再生催化剂,以达到充分发挥旧催化剂的残余活性,延长催化剂的整体使用寿命的目的[15G16].对于已经进行NOx超低排放改造的机组,由于NOx排放控制目标和脱硝效率发生变化,原催化剂的设计更换管理周期将发生改变,备用层催化剂的提前加装将使得催化剂的更换频率增加.为有效进行催化剂的寿命管理,需要对旧催化剂和新装层(或再生)催化剂的性能进行定期检测,研究不同层催化剂失活规律和原因,从而制定合适的催化剂更换管理方案.3结论及建议1)为实现NOx的超低排放,提高SCR脱硝效率,不仅需要增加催化剂体积量,还需提高脱硝系统入口NH3/NOx混合均匀性,因此需重视脱硝系统喷氨优化调整,必要时进行氨喷射系统的优化改造.2)为避免空气预热器发生硫酸氢铵堵塞的风险,应尽量减少催化剂的用量,严格控制催化剂中的钒含量和燃煤硫含量,同时进一步加强脱硝系统氨逃逸的控制.3)实现NOx超低排放后,为防止NOx排放超标和过量喷氨,需提高脱硝喷氨控制系统的精度,定期进行各层催化剂性能检测,研究不同层催化剂失活规律,从而制定合理的催化剂寿命管理策略.4)SCR脱硝系统喷氨量的增加会在一定程度上提高脱硝系统的最低喷氨温度,需根据实际烟气参数和喷氨量的变化对催化剂原设计最低喷氨温度做相应调整.。

关于火电机组SCR脱硝系统运行常见问题及解决方法作者：刘鑫贾超来源：《科学与财富》2015年第27期摘要：随着社会经济不断发展，我国氮氧化物排放总量不断增长，因此国家将氮氧化物作为“十二五”主要控制污染物之一，实行总量控制。

火电行业是削减氮氧化物排放量重点行业。

国家环保部和国家质量监督检验检疫总局发布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），氮氧化物执行100mg/m3的排放标准，因此火电机组必须进行脱硝系统建设和改造。

但火电机组脱硝系统运行存在烟气温度、氨逃逸影响SCR脱硝系统运行，以尿素为还原剂的SCR系统冬季热解炉结晶等问题，因此只有解决火电机组脱硝系统稳定运行问题，才能确保火电机组氮氧化物稳定达标排放，为环境质量进一步改善奠定基础。

关键词：脱硝系统氮氧化物运行问题方法随着社会经济不断发展，我国氮氧化物排放总量居高不下。

氮氧化物是形成酸雨的重要成分，酸雨对我国危害很大，不但破坏森林、植被，而且还污染水源。

因此国家将氮氧化物作为“十二五”主要控制污染物之一，实行总量控制。

控制氮氧化物排放是国家“十二五”重要决策，是改善人居生态环境的重要手段。

一、氮氧化物排放现状及治理方法“十二五”以来，国家加大氮氧化物治理力度。

2010年全国氮氧化物排放量为2266万吨，2011年增加至2404万吨。

2012年全国氮氧化物排放量为2338万吨，较2011年下降2.77%，首次出现了下降拐点。

2010年全国电力氮氧化物排放量约1000万吨，约占全国氮氧化物排放量约40%。

因此火电行业是全国控制氮氧化物排放的重点行业。

《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）规定火力发电锅炉及燃气轮机组执行氮氧化物排放限值100mg/m3的排放标准。

火电行业脱硝系统的稳定运行是实现氮氧化物减排目标的主要手段。

“十二五”以来，我国要求新建的燃煤发电机组和热电联产机组配置烟气脱硝设施，同时逐步对现役燃煤机组进行低氮燃烧改造，并建设脱硝设施。

发电厂SCR脱硝系统常见故障处理故障现象故障原因处理措施
脱硝效率低即使氨流量控制阀
开度很大，氨量供应
也还是不充足
检查氨逃逸率
检查氨气供应压力
检查管道堵塞情况和手动阀门
的开度
检查氨流量计及相关控制器
出口NOx设定值过高
检查氨逃逸率
调整出口NOx设定值为正确值催化剂失效
增加喷氨量
取出一些催化剂测试片，寄给
催化剂供应商，并附带历史运
行数据，以便检验失效情况
氨分布不均匀
重新调整氨喷射格栅蝶阀以便
使氨与烟气中NOx均匀混合
检查氨喷射管道和喷嘴的堵塞
情况
NOx/O
2
分析仪给出
信号不正确
检查NOx/O
2
分析仪并校准
检查烟气采样管是否堵塞或泄
露
检查仪用气
氨供应切断阀门不断跳闸仪用气压低检查仪用气压
氨/空气稀释比高
检查稀释空气流量
检查氨气流量
烟气流量低和烟气
温度低
检查锅炉的负荷和性能
检查温度监视器
压损高积灰
检查烟气流量
检查吹灰系统是否正常运行
用真空吸尘装置清理催化剂表
面
取样管道的堵塞吹扫取样管，清除管内杂质
氨气供应压力低，流量供应不足即使蒸发器入口阀
门全开，缓冲罐氨气
压力也很低
检查液氨储罐到蒸发器入口液
氨管道堵塞情况和手动阀门的
开度
检查蒸发器入口气动切断阀
检查蒸发器盘管堵塞情况。