我国的大型电站大部分都是使用常规燃煤电站，NO_x 属于燃煤电站所排放的污染物。在大多数脱硝技术中，选择性催化还原方法烟气脱硝技术目前发展较为成熟，并且具有较高的脱硝效率，被广泛在国内外使用。基于此，对630MW超临界机组安装的烟气脱硝系统使用催化还原法，提高脱硝装置的稳定性，使脱硝效率能够满足设计需求。

为了能够积极的面对环境问题，我国相关政府颁发了相应的环保保准，要求燃气电厂 NOx 排放值降低为50mg/m³以下。燃煤电厂为了满足此排放标准需求，一般都会安装脱硝系统。

1 空预期堵灰的情况和问题

2017 年8月6日前，1 号 空 预 期 差 压 稳 定，满 负 荷 为 0.8kPa。8月6日后机组负荷及环境温度较低。对中层磨煤机稳定运行进行保证，使上层磨煤机进行运行，提高热值煤及空预器冷端的问题，使烟囱入口的 NO_x 能够满足合格需求。导致空预期堵灰的主要原因为。

1)脱硝使烟气 SO₂转化率提高。脱硝催化剂在催化降解NOx 的时候，能够对 SO₂进行氧化，提高 V₂O₅的含量，以此使脱硝效率得到有效的提高，那么也就提高了烟气酸的露点温度，扩大空预器酸腐蚀及堵灰风险。

2)空预器烟气入口流场分布出现变化。烟气脱硝系统会使空预器烟气的入口流量分布造成变化，从而对空预器阻力、传热造成影响，以此导致出现腐蚀、磨损及堵灰等问题。

3)氨逃逸率较高。选择性催化剂能够将脱硝系统中的逃逸氨进行还原，其中的水蒸气会实现硫酸氢铵的生成，之后在一定温度中转换成为业态硫酸氢铵，并且黏性较大，会在空预器换热元件表面沉积，并且吸收烟气中的飞灰物，促进换热元件的堵灰，此温度阶段就是空预器中低温。

4)空预器冷端综合温度。空预器最低的冷端综合温度控制无法使设计值需求得到满足，比如冬天温度较低，在负荷较低的时候，就会扩大炉排烟的温度，空预器冷端的综合温度比设计值要低。硫酸氢铵在150℃ ～ 200℃温度范围中为液态，结合烟气飞灰例子，烟气流就会沉积在空预器波纹蓄热元件中，以此成为具有较强黏性的熔盐状积灰。

2 空预器堵灰产生的危害

1)提高三大风机的电耗。

2)降低空预 器 的出口风 温，提高排烟的温度。增加一次风、二次风、烟气的压力差，并且增加空预器的漏风，降低锅炉的效率。

3)如果空预器堵塞堵塞较为严重的时候，会限制机组的出力，从而使风机频频发生强风、失速的情况。

4)提高三大风机的动静叶开度，降低风机失速余量，尤其是一次风机。

3 脱硝系统的优化调整

1)630MW 超临界脱硝反应器入口的烟气流场。630MW负荷中的实际测量情况表示，脱硝反应器入口烟气分布的总体趋势为炉前流速较低，炉后的浓度较高，烟气流速基本为炉前朝着炉后不断的扩大，炉左右两侧烟气流速较大，扩建端较小，但是左右差别较小。反应器出口的 NOx 浓度前后的分布于烟气流速测量结果相同。总体来说，脱硝反应器浓度分布不均衡的主要原因是因为入口烟气分布不平均导致。

2)630MW 超临界脱硝反应器的调整。使630MW 负荷时候测量脱硝反应器出口NOx分布的情况实现喷氨格栅调整，因为脱硝系统的喷氨调节手段比较单一，只能够实现炉左右方向喷氨大小对NOx分布的调整。脱硝系统的调整参数如表 1所示。

表 1 脱硝系统的调整参数

3)解决后空预器堵灰问题。在优化脱硝系统之后，对后空预器堵灰问题进行解决: 调整喷氨各支门，将支门门轮卸掉; 正常使用暖风器，保证冷端的综合温度; 正常使用稀释风机机组;定期清理稀释风机滤网，保证稀释风清洁; 对空预器进行吹灰;全面监视空预器压差及催化剂压差。通过优化结果表示，能够降低氨逃逸量，降低脱硝系统 NOx的质量排放，对后空预器堵灰问题进行解决。

4 结语

相应环保法律规定对于氨氧化物的排放要求不断严格，包括火电厂烟气脱硝。火力发电厂属于氨氧化物的排放主要部分，所以就要使用脱硝技术，严格氨氧化物的排放标准。在脱硝技术广泛使用的过程中，会遇到多种问题，要求工作人员总结经验，对症解决问题，从而使机组运行的经济性及安全性得到保证。