锅炉运行异常与处理解析.docx
《锅炉运行异常与处理解析.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《锅炉运行异常与处理解析.docx（18页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
锅炉运行异常与处理解析
锅炉运行异常与处理解析
锅炉异常的处理水冷壁泄漏、爆管现象）给水流量不正常的大于蒸汽流量。
）炉膛负压瞬时偏正且不稳定。
）炉管泄漏检测装置报警。
）炉膛不严密处可能向外喷烟气和水蒸汽并有明显漏泄声。
）主蒸汽压力下降。
）锅炉燃烧不稳定火焰发暗严重时引起锅炉灭火。
）引风机投自动时静叶开度不正常的增大、电流增加。
水冷壁泄漏、爆管现象）给水流量不正常的大于蒸汽流量。
）炉膛负压瞬时偏正且不稳定。
）炉管泄漏检测装置报警。
）炉膛不严密处可能向外喷烟气和水蒸汽并有明显漏泄声。
）主蒸汽压力下降。
）锅炉燃烧不稳定火焰发暗严重时引起锅炉灭火。
）引风机投自动时静叶开度不正常的增大、电流增加。
原因）水冷壁管材质存在缺陷或后期制造、安装对管材产生损伤焊接质量不良。
）管内结垢超温。
）管内腐蚀。
）水冷壁磨损。
）长期高负荷运行炉膛结焦煤含硫量高造成水冷壁高温腐蚀。
）燃烧方式不当火焰偏斜。
）管内有异物水循环不良。
）管壁长期超温运行。
）水冷壁管间温差大机械应力拉裂。
）吹灰器内漏或未正常退出蒸汽吹破炉管。
）大块焦砸坏水冷壁管或炉膛发生严重爆炸造成水冷壁管遭受外力损坏。
）锅炉长期超压运行。
）锅炉启动升温、升压速度过快。
管材老化失效处理）水冷壁管泄漏应及早停运。
如泄漏不严重尚能维持运行时注意各自动装置的动作情况若不正常应立即将其切至手动必要时可降压、降负荷运行。
密切监视损坏部位的发展趋势做好事故预想申请尽早停炉。
）若泄漏严重使爆破点后工质温度急剧升高导致管壁严重超温无法维持锅炉正常运行或威胁设备安全时应按紧急停炉规定进行处理当汽温达到保护动作值保护不动作应立即手动MFT。
）注意电除尘的工作情况加强巡视检查防止电除尘电极积灰和灰斗、管道及空预器等堵灰。
）停炉后应保留引风机运行维持一定的炉膛负压待不再有汽水喷出后再停止引风机运行。
过热器泄漏、爆管现象）炉管泄漏检测装置报警。
）给水流量不正常的大于蒸汽流量。
）炉膛负压瞬时偏正且不稳定。
）过热器爆管侧有泄漏声不严密处可能向外冒蒸汽。
）主蒸汽压力下降。
）过热器爆管侧排烟温度下降。
）投自动的引风机电流不正常的增大。
）低过爆管主蒸汽温度升高。
）过热器、再热器两侧汽温偏差增大。
原因）材质存在缺陷或后期制造、安装对管材产生损伤焊接质量不良。
）过热器管内结垢、热偏差等引起管壁长期超温。
）飞灰磨损造成管壁减薄。
）过热器区域发生二次燃烧。
）过热器管内有杂物。
）吹灰器使用不当造成管壁磨损。
）过热器管内水塞引起局部过热或交变应力引起疲劳损坏。
）锅炉启动升压、升温速度过快。
）锅炉长期超压运行。
）管内腐蚀。
）管材老化失效。
处理）过热器泄漏不严重泄漏点后沿程蒸汽温度能维持正常运行应并核实泄漏部位,及时汇报并关注泄漏情况的发展锅炉降负荷降压运行为防止泄漏点吹损其他管屏或相邻管子流量降低超温损坏并申请停炉处理。
）在过热器泄漏不严重维持运行期间在泄漏点人孔、检查孔处增设围栏并悬挂标示牌防止蒸汽喷出伤人。
）维持运行期间注意监视空气预热器的工作情况加强巡视检查如空气预热器堵灰严重应申请停炉处理。
）停炉后应保留引风机运行待不再有汽水喷出后再停止引风机运行。
尾部烟道二次燃烧现象）尾部烟道二次燃烧部位及以后烟道温度急剧升高。
）炉膛、烟道内负压急剧变化烟道不严密处冒烟气、火星。
）空气预热器电流摆动大轴承、外壳温度升高严重时发生卡涩。
）空预器火灾报警发出。
）汽温、省煤器出口水温、热风温度不正常的升高。
）引风机静叶自动开大引风机电流上升。
）如在一侧燃烧时两侧烟温差增大。
原因）磨煤机煤粉细度过粗、煤粉均匀度差燃烧调整不当燃料燃烧不充分机械不完全燃烧严重飞灰可燃物含量过高并积存在尾部烟道内。
）油燃烧器燃烧或油雾化不良使未燃尽的油滴沉积在烟道内。
）锅炉低负荷运行时间过长炉内温度过低或过剩空气量太小造成煤粉或油燃烧不完全在尾部积聚。
）停炉后燃料漏入炉内并在尾部积聚或停炉及MFT后炉膛吹扫不充分使未燃尽的煤粉或油在尾部积聚。
）吹灰器故障长期投运不正常。
处理）轻微二次燃烧时排烟温度不正常升高℃以内时应立即检查各段烟温判断二次燃烧部位并进行蒸汽吹灰。
）锅炉运行中发生尾部烟道再燃烧（排烟温度上升至℃时）应立即停止锅炉运行立即停止送、引风机运行并关闭所有烟风挡板并进行蒸汽吹灰灭火。
）如果省煤器处再燃烧待储水罐水位控制阀无压力闭锁关闭后启动电动给水泵以th的流量进行上水冷却。
）空预器受热面二次燃烧空预器能正常运行保持空预器正常运行空预器发生卡涩主驱动马达和辅助驱动马达跳闸联系检修连续手动盘动空预器转子。
投入空预器蒸汽吹灰进行灭火不能扑灭时投入空预器消防水进行灭火。
）省煤器出口给水温度接近入口温度（省煤器处二次燃烧）空预器入口烟气温度、排烟温度、热风温度降低到℃以下各人孔和检查孔不再有烟气和火星冒出后停止蒸汽吹灰或消防水。
打开人孔和检查孔检查确认二次燃烧熄灭后开启烟道排水门排尽烟道内的积水后开启烟风挡板进行通风）待再燃烧现象消除烟道内温度不再上升并趋稳定下降时方可缓慢调节风、烟档板进行必要的通风冷却和吹扫。
运行中防止二次燃烧的措施）锅炉点火前应对锅炉进行额定风量吹扫锅炉灭火后必须对锅炉进行不少于分钟的额定风量吹扫否则不准锅炉重新点火。
）精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受热面或烟道上。
）锅炉烧油时应调节合适的风量、燃油流量确认油枪雾化良好、燃烧完全。
若发现油枪雾化不好应立即停用并进行清理。
）在应用油组进行投粉时投粉前应确认油燃烧器着火良好否则不准投粉。
）锅炉在油粉混燃期间应加强对燃油系统及油枪着火情况的检查。
）正常运行中运行人员注意监视省煤器、空气预热器烟道在不同工况下的烟温发现异常应就地检查及时发现火情。
）空气预热器蒸汽吹灰系统正常投运吹灰压力和温度在规定值范围内。
当机组负荷在MW以下或长时间煤油混烧时空气预热器应采用连续蒸汽吹灰。
）空气预热器着火报警装置可靠投入。
）空气预热器出入口烟风挡板应能电动投入且挡板能全开、关闭严密。
）若发现预热器停转应立即重新投入运行若无法重新转动应将其隔离。
）锅炉点火后应加强预热器吹灰负荷前及燃油投入时应投连续吹灰以后至少小时吹灰一次当空气预热器烟侧压差增加应增加吹灰次数。
）若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混燃可根据具体情况利用停炉对空气预热器受热面进行检查重点是检查中层和下层传热元件若发现有垢时要碱洗。
）锅炉停炉周以上时必须对空气预热器受热面进行检查若有存挂油垢或积灰堵灰现象应及时清理并进行通风干燥。
主蒸汽温度异常现象）主汽温度异常报警。
）主汽温度快速变化一、二级减温水调节门频繁大幅动作。
）启动分离器出口蒸汽过热度超过或低于正常值。
若蒸汽带水机组会发生水冲击。
原因）燃料与给水比例失调分离器出口温度异常。
）煤质影响或燃烧工况变化如升降负荷过快投停磨煤机及制粉系统异常自动装置失灵增减风量幅度过大等。
）炉膛火焰中心改变如炉底水封破坏、W火焰下行程不够等。
）减温水控制失灵使减温水流量不正常地减小或增大。
）给水温度突变。
）风煤不匹配。
）受热面二次燃烧。
）炉膛严重结焦或积灰。
）受热面泄漏、爆管。
）烟气挡板开度不正常。
）煤质发生骤变。
）送粉均匀度发生大幅度变化。
处理）机组协调故障造成煤水比失调应立即解除协调根据当前需求负荷参照启动分离器后汽过热度调整燃料量和相应的给水量配合一、二级减温水迅速将主蒸汽温度控制在正常范围内当煤水比失调后应尽量避免煤和水同时调整当煤水比调整相对稳定后再进一步调整负荷及时联系维护处理。
）当给水系统故障炉膛工况发生大幅度扰动时应注意协调和自动的工作状况,尽量不要手动干预当协调和自动工作不正常应手动调节稳定给水流量根据给水流量参照分离器后蒸汽过热度相应调整燃料量配合一、二级减温水迅速将主蒸汽温度控制在正常范围内及时联系维护处理。
）因负荷增减过快引起应调整负荷变化率由于保护动作等原因引起的负荷变化引起应迅速调整锅炉热负荷维持主汽压力稳定。
处理）减温水自动调节异常应将相应的减温水调门切换为手动必要时可对给水控制系统的中间点温度进行修正或将给水控制切为手动控制适当降低升、降负荷速度防止主汽超温及时联系维护处理。
）炉膛严重结焦和积灰造成主汽温度异常可通过适当修正启动分离器出口蒸汽的过热度进行调整并且及时进行炉膛和受热面吹灰。
当吹灰后屏式过热器或高温过热器出口温度仍然超过正常值并且一、二级减温水调节门全开要检查炉膛的配风和燃烧系统是否正常经检查处理仍然超温要降低机组负荷。
）调节烟气挡板至适当开度。
）若炉底水封失去后立即恢复正常。
处理）加强对汽轮机膨胀、胀差、轴向位移轴振及轴瓦温度的监视若出现异常按相应规定处理。
）采取上述措施后如果无效应立即降负荷处理。
）主汽门前主蒸汽温度分钟内急剧降低℃时应紧急停机。
再热蒸汽温度异常现象）再热蒸汽温度异常报警。
）再热汽温度快速变化时汽轮机膨胀、差胀、振动等有异常变化。
）事故减温水调节门频繁大幅动作。
）烟气调节挡板位置不正常。
再热蒸汽温度异常原因）烟气调节挡板开度过大或控制失灵。
）再热器减温水调节失灵。
）锅炉总风量过大或过小。
）炉膛水冷壁结垢、结焦、积灰等造成炉膛出口烟气温度偏高。
）再热器受热面泄漏、爆管或再热器处发生二次燃烧。
）高旁误开启高旁后减温水调节不正常汽温偏高。
）再热汽管道爆管。
处理）再热器减温水或烟气调节挡板自动调节不正常时应立即将其切至手动调节正常。
）如是风量过大则应及时调整风量正常。
）若是炉膛水冷壁脏污应对水冷壁进行吹灰必要时可适当降低主蒸汽温度。
）如再热器受热面泄漏、爆管或再热器处发生二次燃烧造成再热汽温度升高时除迅速采取降温措施外还应分别按相应规定进行处理。
）汽轮机侧再热蒸汽温度分钟内急剧降低℃时应紧急停机。
）若为高旁误动作应立即关闭并调整高旁后蒸汽温度在规定范围。
主蒸汽压力异常现象）主蒸汽压力偏离当前负荷对应正常值。
）主蒸汽沿程温度异常升高或降低。
）机组负荷急剧升高或降低。
）给水流量不正常的升高或降低。
）PCV投“自动”时压力达高限值时动作开。
原因）机组负荷控制失灵。
）给水自动控制失灵。
）汽轮机主调门异常动作、关闭。
）机组负荷骤变。
）锅炉PCV阀、安全门误动启座或严重内漏。
）高旁误开或严重内漏。
）煤质发生骤变。
）锅炉燃烧系统工作失常。
）过热蒸汽系统有泄漏。
处理）切除机组协调控制手动调节给水平衡。
）若为锅炉燃烧系统工作失常应立即退出CCS控制调整燃料量及煤水比与目标负荷相对应防止出现超压、超温。
）可通过增加汽轮机调门开度使压力恢复但注意机组不许超负荷。
）联系维护检查主调门异常关闭原因无法处理时应申请停机处理。
）将误开的PCV、高旁关闭如强制关闭无效或内漏严重无法处理应申请停炉处理。
）关闭误开高旁。
）高旁严重内漏时应申请停机处理。
）过热汽泄漏按相应规定处理。
锅炉灭火现象）炉膛负压大幅度波动或至限值并报警。
）火焰检测器无火焰火焰电视显示无火焰。
）烟气氧量异常波动。
）汽温汽压急剧下降。
）炉膛变黑烟囱冒黑烟。
）烟气温度降低。
）MFT动作汽轮机跳闸机组解列。
原因）炉内燃烧工况组织不合理风煤比例不当。
）负荷太低燃烧工况不稳而未投油助燃或虽投油但助燃效果不好。
）投油时油质差、油枪雾化不好、油压低、油系统故障。
）煤质变差煤粉过粗煤粉的水份过大燃烧调整不及时。
）一次风温、风压过低。
）锅炉MFT保护动作。
）炉内大面积垮焦砸灭火焰。
原因）水冷壁严重爆管将火焰吹熄。
）全燃煤工况下制粉系统故障造成磨煤机大部分或全部跳闸。
）部分辅机如一次风机、送风机、引风机、空气预热器跳闸引起炉膛燃烧工况不稳。
）吹灰不当造成炉膛大量落灰影响锅炉火检的正常工作。
炉底水封破坏。
处理）锅炉灭火MFT应动作否则手动MFT。
）检查MFT联动设备联动正常确认所有燃料切断。
）迅速查明原因设法消除后锅炉可以重新点火恢复机组运行。
）磨煤机跳闸后再次启动时必须对跳闸磨煤机一次风管进行充分的吹扫。
）MFT动作后检查送、引风机正常运行自动进行炉膛通风。
）MFT动作后检查所有二次风挡板置吹扫位总风量自动调整至～BMCR风量进行充分吹扫。
处理）MFT动作后汽轮机已处于盘车状态时必须连续盘车直至汽轮机偏心度恢复正常方可重新冲转。
）若原因一时无法查清或消除重新启动可能威胁人身和设备安全时严禁启动。
）其余按MFT相应规定处理。
预防）根据《电站煤粉锅炉膛防爆规程》（DLT）中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备状况制定防止炉膛灭火放炮的措施。
措施应包括煤质监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运行等内容。
）加强燃煤的监督管理完善混煤措施。
加强配煤管理和煤质分析及时将煤质情况通知运行做好燃烧调整措施。
）当炉膛已经灭火或局部灭火并濒临全部灭火严禁投油助燃。
灭火后应立即切断燃料供给严禁用爆燃法引燃。
）严禁随意退出灭火保护装置（包括火焰探头）因设备缺陷需退出时应经总工程师批准做好安全措施限时修复。
预防）切实加强灭火保护装置的维护和管理防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。
）炉膛漏风、给煤机下煤不均、煤粉自流、一次风管堵塞、送风脉动、堵煤或断煤、热控设备失灵等缺陷是造成灭火的主要因素必需坚持相关设备的维护管理。
）切实加强点火油系统的维修管理消除泄漏防止燃油漏入炉膛。
燃油速断阀按要求定期试验确保动作正常关闭严密。
炉膛压力低现象）炉膛压力低报警。
）炉膛压力显示异常低。
）炉膛压力低至kPa时MFT动作。
原因）部分或全部制粉系统故障。
）一次风机、送风机跳闸。
）锅炉MFT。
）炉膛负压自动控制失灵。
）空气预热器一、二次风挡板、送风机一次风机动叶及出口挡板关闭。
）送风机跳闸对应侧引风机未联跳。
）引风机、增压风机自动故障开度突增。
处理）如炉膛负压未达到MFT动作值时应立即调整炉膛负压正常。
）炉膛负压自动控制失灵应立即切除自动手动调节调节过程中注意防止风机喘振。
）投油助燃稳定燃烧。
）送风机跳闸对应侧引风机未联跳立即停运该引风机。
）若空气预热器一、二次风挡板、送风机一次风机动叶及出口挡板关闭应立恢复打开。
）一次风机、送风机、空气预热器、制粉系统故障应及时调整炉膛负压正常。
）若MFT动作则按MFT处理。
炉膛压力高现象）炉膛压力高报警。
）DCS炉膛压力显示异常高。
）炉膛不严密处冒烟灰、火星。
炉膛压力高于＋kPaMFT动作。
原因）引风机静叶、进出口挡板误关。
）制粉系统工作不正常。
）燃烧不稳局部爆燃。
）炉膛负压自动控制失灵。
）尾部烟气挡板误关烟气通流量减小。
）锅炉受热面爆管。
）引风机跳闸对应侧送风机未联跳。
）脱硫增压风机跳闸。
）送风自动故障开度突增。
）掉焦。
处理）如炉膛负压未达到MFT动作值时立即调整炉膛负压正常。
）炉膛负压自动控制失灵应立即切除自动手动调节调节过程中注意防止风机喘振。
）对风烟系统挡板进行检查恢复。
）引风机跳闸对应侧送风机未联跳立即停运该送风机。
）对其他原因引起炉膛压力高应快速调整炉膛负压正常。
锅炉汽水分离器汽温高现象：
发“锅炉汽水分离器汽温高”报警。
原因）机组协调方式下运行不正常,手动调整不及时造成煤水比严重失调。
）给水泵跳闸或其他原因造成RB控制系统自动跟踪不好或手动调整不好造成燃烧、给水急剧扰动煤水比严重失调。
）机组升、降负荷速度过快协调跟踪不良或手动调整不好。
）投入油枪数量过多、过快一次风管堵塞后吹管、磨煤机堵塞后吹磨、磨煤机快速停止后的启动等原因造成进入炉膛额外的燃料量增加。
炉膛严重结焦、积灰、煤质严重偏离设计值、燃烧系统非正常工况运行。
处理）机组协调故障造成煤水比失调应立即解除协调根据汽水分离器汽温上升速度和当前需求负荷迅速降低燃料量或增加给水量将分离器后蒸汽温度控制在机组负荷对应值。
为防止加剧系统扰动当煤水比失调后应尽量避免煤和水同时调整,当煤水比调整相对稳定后再进一步调整负荷。
）给水泵跳闸或其他原因造成RB,控制系统工作不正常造成分离器汽温高应立即解除协调,迅速将燃料量降低至RB要求值,待分离器汽温开始降低时再逐渐减少给水流量至燃料对应值防止燃烧和给水同时大幅度调整造成煤水比长时间振荡失调。
）机组升、降负荷速度过快应适当将升、降负荷速度降低。
手动升、降负荷时为防止汽水分离器汽温高应注意监视汽水分离器汽温变化并控制燃料投入和降低速度。
负荷大范围升、降时当一阶段调整结束后受热面和分离器汽温相对稳定再进行下一步调整。
处理）当锅炉启动过程中或制粉系统跳闸等原因需要投入油枪时应注意油枪投入的速度不能过快防止分离器汽温高。
）当炉膛严重结焦、积灰、煤质严重偏离设计值、燃烧系统非正常工况运行等原因造成炉膛辐射传热和对流传热比例发生变化超出协调系统设计适应范围可对给水控制系统的中间点温度进行修正或将给水控制切为手动控制。
）清理炉膛和受热面的结焦和积灰。
锅炉结焦现象：
）锅炉中间点温度或过热度、过热器出口或沿程温度、再热器出口或沿程温度、过热器减温水调门或再热器温度调整烟气挡板开度偏离正常值较大。
）燃烧器喷口结焦严重可能造成燃烧不稳定炉膛热负荷不均受热面金属温度偏差增大。
）捞渣机出渣量增大并有大块的焦渣排出。
）炉膛内冷灰斗有异常落物撞击声音冷灰斗可能堵渣。
）火焰颜色呈白色并刺眼结渣处炉膛温度升高。
）锅炉排烟温度不正常地升高。
原因）燃煤品质发生变化。
）锅炉长时间超出力运行。
）炉膛配风不合理或燃烧器损坏造成火焰贴壁。
）磨煤机出口温度过高、一次风速过低、煤粉调整过细造成着火点提前。
）制粉系统运行方式不合理造成局部热负荷过高。
）运行中氧量设置过低。
）水冷壁吹灰长期不能投入或吹灰参数设置不当。
）卫燃带面积设计不合理。
处理）及时了解煤质化验数据煤质发生变化时采取相应的调整措施。
）锅炉应控制在额定出力以下运行如果炉膛结焦严重通过吹灰和调整燃烧仍然不能改善应降低锅炉出力运行。
）调整和保持合理的一、二次风配比以维持喷燃器出口的二次风旋流强度喷燃器损坏或结焦及时处理防止火焰贴壁造成结焦。
）保持正常的磨煤机出口温度、一次风量和煤粉细度如果喷燃器附近结焦严重可适当降低磨煤机出口温度、适当增加一次风速将着火点适当延后。
处理）维持正常的制粉系统运行方式如部分磨煤机检修采用非正常方式运行可视情况调整配风和各磨煤机的负荷分配如果通过加强吹灰和调整无法解决应降低锅炉出力运行。
）锅炉结焦严重可适当增加燃烧器的配风增加整体炉膛的过量空气系数运行。
）水冷壁吹灰器应按要求正常投入炉膛结焦严重时应适当提高吹灰频率。
）经上述处理无效时应申请停炉处理。
）卫燃带设计不合理可通过热力试验后进行调整。
防止结焦的措施 ）安装期间严格控制主燃烧器、乏气风及分级风管道入炉角度精确。
）动力场试验对风系统各风量测点标定二次风漩流强度、各手动风门的位置在厂家提供参数的基础上进行细调使得各燃烧器出口火炬动量基本均等。
）试验得到各套筒风风门特性供热工自动精确控制使得每个燃烧器燃烧区域均能得到合适的氧量避免局部的还原性气氛导致结焦。
）翼墙风全开提高翼墙处的氧量水平。
）左右侧墙临近个燃烧器二次风量加大燃烧器旋流强度适当减小可减弱侧墙处还原性气氛增强一次风刚性不使火焰刷侧墙。
）额定负荷控制炉膛出口氧量％不可为追求锅炉效率控制过小。
过、再热器管壁超温现象：
）过、再热器管壁金属温度高于正常值。
过、再热器管壁金属温度存在偏差。
原因：
）制粉系统运行方式不合理。
）炉膛热负荷不均。
）吹灰器损坏局部吹灰效果不好。
）管屏积灰不一致、管屏间距支撑或管卡损坏造成管屏或部分管子出列造成过、再热器产生热偏差。
）炉膛严重结焦造成过、再热器产生热偏差。
）过、再热器管内结垢造成管壁超温。
）过、再热器管内杂物堵塞或焊口错位造成通流量低。
）高加解列燃烧调整不及时。
）火焰中心偏高。
）过热汽、再热汽温度自动跟踪不良或过、再热器管内蒸汽温度超温运行造成管壁超温。
处理）尽量维持制粉系统正常方式运行如部分制粉系统检修不能投入运行应通过调整配风和各制粉系统的出力使炉膛热负荷趋于均匀经过调整仍不能使金属温度降至正常值以下应降低过、再热蒸汽温度运行。
）加强水冷壁、过热器蒸汽吹灰吹灰器损坏应及时处理投入运行。
）加强化学监督如锅炉运行时间长过、再热器管内积盐严重应降低过、再热蒸汽温度运行。
尽早安排锅炉酸洗。
）如部分过、再热器管壁超温应适当降低蒸汽温度运行并在锅炉停炉时安排割管检查。
）自动跟踪不良应查找原因对控制参数进行调整和设置在处理好之前可适当降低机组升、降负荷速度或将自动切换为手动进行操作。
NOx脱除率降低现象：
）NOx的浓度偏高严重时超出排放标准。
）氨逃逸率升高严重时超出ppm。
原因：
）氨（NH）的喷入量不够而气氨流量调节阀的开度过大。
）SCR脱硝装置出口的NOx设定值太高。
）催化剂的活性衰减。
）氨（NH）在原烟气中的分布不均匀。
）NOx浓度分析仪测得的数据不正确。
）氨（NH）NOx摩尔比的设定值太小。
处理）检查气氨（NH）供应管道是否发生了泄漏检查气氨（NH）的供应压力是否过低检查气氨（NH）供应管道是否被堵塞检查氨蒸汽中氨（NH）的浓度是否过低。
）将SCR脱硝装置出口的NOx设定值调整至正确值。
）适当增加氨（NH）的喷入量。
）重新调整氨注射系统（AIG）中各支管上的手动微调阀门使喷入的氨与喷嘴对应区域内原烟气中的NOx浓度相匹配。
）检查氨注射系统（AIG）中的喷嘴是否堵塞。
）检查NOx浓度分析仪是否校准检查NOx浓度分析仪的取样管是否被堵塞或发生泄漏检查NOx浓度分析仪各仪表的空气压力是否发生异常。
升级会员 