摘要：隨著全社會環保意識的提高和國家經濟可持續發展的需求，火電廠超低排放率先在京津冀地區實施。
火電廠NOx排放標準控制在了50mg/Nm3，隨著控制指標的提高，帶來了一系列的問題。自從2013年脫硝系統的投運以來，燃煤電廠SCR催化劑基本經歷了增加備用層，更換運行層，SCR控制設備也經歷了長達4年左右的運行，一些缺點開始顯現。氨逃逸高成了一個普遍不可回避的難題。
本文主要針對氨逃逸這一問題進行探討和，分析氨逃逸的影響因素，并提出了一些在運行中控制脫氨逃逸的方法，以期對機組設備安全和經濟性效益的提高有所幫助。
1引言
當前，由于國家環保形勢的嚴峻，京津冀持續霧霾天氣，對華北地區的超低排放提出了更高的要求。而燃煤電廠的SCR脫硝系統普遍采用液氨和尿素脫硝系統。由于設備的老化、控制系統的落后、以及運行調整的因素，NOx的控制給鍋爐的安全經濟運行帶來的很大壓力。
2燃煤電廠SCR系統簡介
燃煤電廠普遍采用干法脫硝工藝，由于催化劑工作溫度的限制，脫硝系統大都布置在省煤器之后，空預器之前的煙道里。
SCR技術主要反應如下：
SCR脫硝系統包括催化劑反應器、氨儲運系統、氨噴射系統及相關的測試控制系統。煙氣首先自下而上經過噴氨格柵，噴氨格柵將稀釋后的氨氣均勻噴入煙道，然后在混合器中與煙氣混合，然后轉向從上而下流過催化劑。催化劑分三層或四層被安裝在反應器的箱體內，一般為垂直布置，煙氣流過催化劑時，在催化劑的作用下選擇性的與NOx反應生成N2和H2O。
在氮氧化物（NOx）選擇性還原過程中，通過加氨（NH3）可以把NOx轉換為N2和H2O。主要化學反應方程式如下：
（1）4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O
（2）6NO+4NH3=5N2+6H2O
（3）6NO2+8NH3=7N2+12H2O
（4）2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O
3氨逃逸的危害
氨逃逸是指SCR脫硝系統由于種種原因，會造成催化劑后的煙氣中氨氣的含量超標。這會帶來一系列嚴重后果：
3.1催化劑堵塞。由于銨鹽和飛灰小顆粒在催化劑小孔中沉積。阻礙了NOx、NH3、O3到達催化劑活性表面，引起催化劑鈍化。鈍化后，脫硝效率下降，為了保持環保參數不超標，會噴更多的氨，這將引起惡性循環。
3.2SCR出口CEMS過濾器堵塞。SCR出口CEMS一般采用抽取式，伴熱溫度為120℃，銨鹽容易沉積堵塞過濾器和取樣管。引起測點不準確，引起自調失靈，環保參數失控。
3.3空預器堵塞。銨鹽沉積在空預器冷端，引起空預器堵塞。增加系統阻力，增加風機電耗。影響帶負荷，高負荷風量不能滿足要求。引起空預器冷端低溫腐蝕。
3.4導致電除塵極線積灰和布袋除塵器糊袋。氨逃逸大會引起電除塵極線積灰，陰陽極之間積灰產生搭橋現象導致電除塵電場退出運行。氨逃逸過大會造成銨鹽糊在布袋上，引起布袋除塵器壓差高，從而導致吸風機電流高，嚴重時影響風量、引起出力受阻。風機失速、保護停機等事故。
3.5系統堵塞后會引起送風機、一次風機、吸風機失速、搶風。出力受阻，排煙溫度失控。甚至引發非停事故。
3.6氨逃逸過量進入空氣，氨被吸入肺后容易通過肺泡進入血液,與血紅蛋白結合，破壞運氧功能。短期內吸入大量氨氣后可出現流淚、咽痛、聲音嘶啞、咳嗽、痰帶血絲、胸悶、呼吸困難,可伴有頭暈、頭痛、惡心、嘔吐、乏力等,嚴重者可發生肺水腫、成人呼吸窘迫綜合征,同時可能發生呼吸道刺激癥狀。所以堿性物質對組織的損害比酸性物質深而且嚴重。
4氨逃逸大的原因
4.1自動調節性能不好。在變負荷時、啟停制粉系統時，噴氨量不能適應負荷和脫硝入口NOx的變化，導致脫硝出口NOx波動太大，導致瞬時噴氨量相對過大，從而引起氨逃逸增加。
4.2脫硝入口NOx分布不均勻，與噴氨格柵每個噴嘴的噴氨量不匹配。導致出口NOx不均勻。導致局部氨逃逸高。
4.3噴氨格柵噴氨不均勻，導致出口NOx不均勻。導致局部氨逃逸高。
4.4測量系統不準確。一般SCR左右側出入口各裝一個測點，在測點發生表管堵塞、零漂時不具有代表性，導致自調系統噴氨過量。從而引起氨逃逸升高。包括NOx測點、氧量測點、氨逃逸測點。
4.5測點位置安裝位置不具代表性。測點數量過少。安裝位置沒有經過充分的混合，會導致測量不準。另外測點數量太少，不能隨時比對，當發生堵塞、零漂時不能及時發現。
4.6測點故障率高，當測點故障時，指示不準，引起自調切除，只能手調，難以適應AGC負荷隨時變動的需求。
4.7在變負荷和啟停制粉系統時，脫硝入口NOx波動大，從而引起脫硝出口波動大，噴氨量波動大，引起氨逃逸。由于低氮燃燒器改造的效果差，在實際運行中，尤其在大幅度變負荷時，脫硝入口NOx變化較大，會加大脫硝自調的難度。
4.8AGC投入時，普遍變負荷速率較快。為了響應負荷的快速變化，燃料量變化太快，風粉配比不能保證脫硝入口NOx穩定。引起大幅波動。
4.9煙氣流場的不均勻，導致噴氨量與煙氣量不匹配。煙氣流速在煙道的橫截面各個位置不能均勻分布，尤其在煙道發生轉向后，各個部位風速不一致，會導致局部氨逃逸偏高。
4.10煙氣溫度變化幅度大。在低負荷時，煙溫下降。局部煙溫太低，會引起催化劑活性下降，從而引起氨逃逸升高。
4.11脫硝自調控制策略存在缺陷。測點反吹時，自調的跟蹤問題不能徹底解決。往往在反吹結束后，SCR出口NOx會有一個階躍，突然升高或突然降低，增加擾動和波動，增加氨逃逸。
4.12催化劑局部堵塞、性能老化。導致單層催化劑各處催化效率不同，為了控制出口參數，只能增加噴氨量，從而導致局部氨逃逸升高。
4.13由于SCR脫硝裝置處于煙氣的高灰段，氨逃逸表是利用激光原理測量，容易引起測量不準。測量技術不過關，不能準確反映氨逃逸情況，不能給運行一個有效的參考數據。由于原煙氣含灰量高達30-50g/m3，傳統的對射式氨逃逸分析儀無法穿透，并且由于鍋爐負荷的變化會導致光速偏移，維護量很大。而由于在較低溫度下（230℃以下），NH3和SO3會生成NH4HSO4，對于傳統的采樣管線抽取式氨逃逸分析儀的采樣管伴熱溫度不會超過180℃，所以在采樣管線中硫酸氫銨會快速生成，導致氨氣部分或全部損失，監測結果沒有實際意義。
4.14液氨質量差。由于液氨的腐蝕性和有毒性，檢測很不方便。一般液氨的檢測由廠家自己檢測。因此，對液氨質量缺乏有效監督。現場經常發生供氨管道濾網堵塞的現象。也會造成噴氨格柵噴氨量的不均勻。從而影響氨逃逸。
5降低氨逃逸的措施
5.1優化脫硝自調特性，將脫硝出口NOx控制在30~50mg/Nm3之間，防止調門開的過大，瞬間供氨量過大，導致氨逃逸升高。提高自調的適應性，保證在任何工況下都能滿足要求，將波動幅度控制到最小。尤其在大幅升降負荷和啟停制粉系統時。避免NOx長時間處于較低的狀態。
5.2優化脫硝測點反吹期間的控制策略。在自調邏輯中引入脫硝入口NOx前饋信號和凈煙氣NOx反饋信號。在反吹期間合理選擇被調量，比如可以用凈煙氣NOx作為臨時作為被調量。在反吹結束后，再切回原來的被調量，保證在反吹結束后NOx參數平穩，不出現大幅跳變，在反吹期間不需要人為干預。使自調投入率達99%以上。
5.3優化燃燒調整自調特性，在燃燒自調中考慮風粉自調對脫硝入口NOx的影響，使脫硝入口NOx在負荷波動和其他擾動下波動幅度最小，降低脫硝自調的難度。
5.4提高CEMS測點的可靠性。可以通過增加測點數量或者提高維護質量來提高測點的可靠性。盡量降低由于測點故障引起的自調功能失效時間。
5.5在脫硝系統畫面中增加反吹報警提示。比如“A側出口NOx反吹”、“B側出口NOx反吹”、“凈煙氣出口NOx反吹”。提醒值班員對吹掃期間參數的關注，防止自調失控，氨逃逸過高。
5.6合理調整反吹時間和時段。杜絕兩點和三點同時反吹。當由于反吹時間間隔不同出現同時反吹時，其中一點反吹時間自動提前或后延10分鐘，避免同時反吹。
5.7請高水平的電研院做煙道煙氣流場試驗，做到在任何負荷下，噴氨格柵斷面和催化劑斷面煙氣流速均勻。
5.8請高水平的電研院做燃燒優化試驗，做到在任何負荷下，噴氨格柵斷面前NOx均勻。比如：可以重新確定各負荷下的氧量控制范圍，降低脫硝入口NOx數值和波動幅度。可以增加鍋爐自動投切粉、自動啟停磨邏輯，判據除了引入氧量、負荷、粉量、煤量外，還可以引入脫硝入口NOx作為前饋，使鍋爐在大擾動的情況下，保證脫硝入口NOx變化最小。
5.9請高水平的電研院做煙道噴氨格柵均布試驗，做到在任何負荷下，噴氨格柵斷面噴氨均勻，與煙氣量匹配。提高噴氨格柵均勻性，利用網格法實時監控噴氨格柵的均勻性。應聘請有資質的試驗所每半年在線調節一次噴氨格柵均勻性。
5.10請高水平的電研院做催化劑性能測試試驗，做到在任何負荷下，催化劑后的NOx均勻。
5.11預防催化劑積灰。提高聲波吹灰氣源壓力；經常性的對氣源罐進行疏水；每次脫硝投入或是機組啟動開啟風煙系統前要先啟動聲波吹灰器；運行中也要檢查吹灰器工作正常。利用停備和檢修清理催化劑積灰，及時疏通堵塞的催化劑，更換老化的催化劑。清除噴氨噴嘴及供氨管道、閥門堵塞的現象。消除稀釋風系統堵塞的情況。
5.12更換落后的氨逃逸表。采用先進技術的氨逃逸表，定期校對，保證指示準確。
5.13控制脫硝入口煙溫在合理范圍，保證催化劑工作在最佳工作溫度。過高容易燒結，過低效率不高，容易中毒，失去活性。
5.14合理確定AGC響應速度。過高的響應速度，對電網也許是好事，但對電廠卻可能是災難。長期的負荷波動，給設備帶來交變應力，大大降低使用壽命。對于環保參數的控制也極為不利。因此，應兼顧電網和電廠的安全經濟運行，確定合適的變負荷率，而不是盲目追求高速度。經常看到有的機組在升負荷，而有的機組卻在降負荷，有的機組負荷在大幅度降低后，又快速升起。這都給電廠設備造成了不必要擾動，同時也帶來了安全隱患和經濟性下降。
5.15提高液氨質量，減少雜質，減少堵塞濾網、堵塞噴氨格柵分門的機會。
6結論
本文通過對燃煤電廠脫硝系統氨逃逸的分析，找出了影響氨逃逸的主要因素，并針對原因，提出了解決方案和措施。主要從以下幾個方面進行優化：
6.1一次系統的優化改造。如流場、噴氨設備的均勻性調整。燃燒器的改造。
6.2脫硝控制系統的優化。如自調系統的適應性和平穩性。測點的可靠性。自調策略的先進性和全面性。
6.3鍋爐燃燒調整的優化。燃燒自調系統對脫硝環保參數的兼顧和前饋。整個鍋爐設備的系統性優化。
本文來自于“2017年電力行業節能環保創新論壇”論文集
火電廠NOx排放標準控制在了50mg/Nm3，隨著控制指標的提高，帶來了一系列的問題。自從2013年脫硝系統的投運以來，燃煤電廠SCR催化劑基本經歷了增加備用層，更換運行層，SCR控制設備也經歷了長達4年左右的運行，一些缺點開始顯現。氨逃逸高成了一個普遍不可回避的難題。
本文主要針對氨逃逸這一問題進行探討和，分析氨逃逸的影響因素，并提出了一些在運行中控制脫氨逃逸的方法，以期對機組設備安全和經濟性效益的提高有所幫助。
1引言
當前，由于國家環保形勢的嚴峻，京津冀持續霧霾天氣，對華北地區的超低排放提出了更高的要求。而燃煤電廠的SCR脫硝系統普遍采用液氨和尿素脫硝系統。由于設備的老化、控制系統的落后、以及運行調整的因素，NOx的控制給鍋爐的安全經濟運行帶來的很大壓力。
2燃煤電廠SCR系統簡介
燃煤電廠普遍采用干法脫硝工藝，由于催化劑工作溫度的限制，脫硝系統大都布置在省煤器之后，空預器之前的煙道里。
SCR技術主要反應如下：
SCR脫硝系統包括催化劑反應器、氨儲運系統、氨噴射系統及相關的測試控制系統。煙氣首先自下而上經過噴氨格柵，噴氨格柵將稀釋后的氨氣均勻噴入煙道，然后在混合器中與煙氣混合，然后轉向從上而下流過催化劑。催化劑分三層或四層被安裝在反應器的箱體內，一般為垂直布置，煙氣流過催化劑時，在催化劑的作用下選擇性的與NOx反應生成N2和H2O。
在氮氧化物（NOx）選擇性還原過程中，通過加氨（NH3）可以把NOx轉換為N2和H2O。主要化學反應方程式如下：
（1）4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O
（2）6NO+4NH3=5N2+6H2O
（3）6NO2+8NH3=7N2+12H2O
（4）2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O
3氨逃逸的危害
氨逃逸是指SCR脫硝系統由于種種原因，會造成催化劑后的煙氣中氨氣的含量超標。這會帶來一系列嚴重后果：
3.1催化劑堵塞。由于銨鹽和飛灰小顆粒在催化劑小孔中沉積。阻礙了NOx、NH3、O3到達催化劑活性表面，引起催化劑鈍化。鈍化后，脫硝效率下降，為了保持環保參數不超標，會噴更多的氨，這將引起惡性循環。
3.2SCR出口CEMS過濾器堵塞。SCR出口CEMS一般采用抽取式，伴熱溫度為120℃，銨鹽容易沉積堵塞過濾器和取樣管。引起測點不準確，引起自調失靈，環保參數失控。
3.3空預器堵塞。銨鹽沉積在空預器冷端，引起空預器堵塞。增加系統阻力，增加風機電耗。影響帶負荷，高負荷風量不能滿足要求。引起空預器冷端低溫腐蝕。
3.4導致電除塵極線積灰和布袋除塵器糊袋。氨逃逸大會引起電除塵極線積灰，陰陽極之間積灰產生搭橋現象導致電除塵電場退出運行。氨逃逸過大會造成銨鹽糊在布袋上，引起布袋除塵器壓差高，從而導致吸風機電流高，嚴重時影響風量、引起出力受阻。風機失速、保護停機等事故。
3.5系統堵塞后會引起送風機、一次風機、吸風機失速、搶風。出力受阻，排煙溫度失控。甚至引發非停事故。
3.6氨逃逸過量進入空氣，氨被吸入肺后容易通過肺泡進入血液,與血紅蛋白結合，破壞運氧功能。短期內吸入大量氨氣后可出現流淚、咽痛、聲音嘶啞、咳嗽、痰帶血絲、胸悶、呼吸困難,可伴有頭暈、頭痛、惡心、嘔吐、乏力等,嚴重者可發生肺水腫、成人呼吸窘迫綜合征,同時可能發生呼吸道刺激癥狀。所以堿性物質對組織的損害比酸性物質深而且嚴重。
4氨逃逸大的原因
4.1自動調節性能不好。在變負荷時、啟停制粉系統時，噴氨量不能適應負荷和脫硝入口NOx的變化，導致脫硝出口NOx波動太大，導致瞬時噴氨量相對過大，從而引起氨逃逸增加。
4.2脫硝入口NOx分布不均勻，與噴氨格柵每個噴嘴的噴氨量不匹配。導致出口NOx不均勻。導致局部氨逃逸高。
4.3噴氨格柵噴氨不均勻，導致出口NOx不均勻。導致局部氨逃逸高。
4.4測量系統不準確。一般SCR左右側出入口各裝一個測點，在測點發生表管堵塞、零漂時不具有代表性，導致自調系統噴氨過量。從而引起氨逃逸升高。包括NOx測點、氧量測點、氨逃逸測點。
4.5測點位置安裝位置不具代表性。測點數量過少。安裝位置沒有經過充分的混合，會導致測量不準。另外測點數量太少，不能隨時比對，當發生堵塞、零漂時不能及時發現。
4.6測點故障率高，當測點故障時，指示不準，引起自調切除，只能手調，難以適應AGC負荷隨時變動的需求。
4.7在變負荷和啟停制粉系統時，脫硝入口NOx波動大，從而引起脫硝出口波動大，噴氨量波動大，引起氨逃逸。由于低氮燃燒器改造的效果差，在實際運行中，尤其在大幅度變負荷時，脫硝入口NOx變化較大，會加大脫硝自調的難度。
4.8AGC投入時，普遍變負荷速率較快。為了響應負荷的快速變化，燃料量變化太快，風粉配比不能保證脫硝入口NOx穩定。引起大幅波動。
4.9煙氣流場的不均勻，導致噴氨量與煙氣量不匹配。煙氣流速在煙道的橫截面各個位置不能均勻分布，尤其在煙道發生轉向后，各個部位風速不一致，會導致局部氨逃逸偏高。
4.10煙氣溫度變化幅度大。在低負荷時，煙溫下降。局部煙溫太低，會引起催化劑活性下降，從而引起氨逃逸升高。
4.11脫硝自調控制策略存在缺陷。測點反吹時，自調的跟蹤問題不能徹底解決。往往在反吹結束后，SCR出口NOx會有一個階躍，突然升高或突然降低，增加擾動和波動，增加氨逃逸。
4.12催化劑局部堵塞、性能老化。導致單層催化劑各處催化效率不同，為了控制出口參數，只能增加噴氨量，從而導致局部氨逃逸升高。
4.13由于SCR脫硝裝置處于煙氣的高灰段，氨逃逸表是利用激光原理測量，容易引起測量不準。測量技術不過關，不能準確反映氨逃逸情況，不能給運行一個有效的參考數據。由于原煙氣含灰量高達30-50g/m3，傳統的對射式氨逃逸分析儀無法穿透，并且由于鍋爐負荷的變化會導致光速偏移，維護量很大。而由于在較低溫度下（230℃以下），NH3和SO3會生成NH4HSO4，對于傳統的采樣管線抽取式氨逃逸分析儀的采樣管伴熱溫度不會超過180℃，所以在采樣管線中硫酸氫銨會快速生成，導致氨氣部分或全部損失，監測結果沒有實際意義。
4.14液氨質量差。由于液氨的腐蝕性和有毒性，檢測很不方便。一般液氨的檢測由廠家自己檢測。因此，對液氨質量缺乏有效監督。現場經常發生供氨管道濾網堵塞的現象。也會造成噴氨格柵噴氨量的不均勻。從而影響氨逃逸。
5降低氨逃逸的措施
5.1優化脫硝自調特性，將脫硝出口NOx控制在30~50mg/Nm3之間，防止調門開的過大，瞬間供氨量過大，導致氨逃逸升高。提高自調的適應性，保證在任何工況下都能滿足要求，將波動幅度控制到最小。尤其在大幅升降負荷和啟停制粉系統時。避免NOx長時間處于較低的狀態。
5.2優化脫硝測點反吹期間的控制策略。在自調邏輯中引入脫硝入口NOx前饋信號和凈煙氣NOx反饋信號。在反吹期間合理選擇被調量，比如可以用凈煙氣NOx作為臨時作為被調量。在反吹結束后，再切回原來的被調量，保證在反吹結束后NOx參數平穩，不出現大幅跳變，在反吹期間不需要人為干預。使自調投入率達99%以上。
5.3優化燃燒調整自調特性，在燃燒自調中考慮風粉自調對脫硝入口NOx的影響，使脫硝入口NOx在負荷波動和其他擾動下波動幅度最小，降低脫硝自調的難度。
5.4提高CEMS測點的可靠性。可以通過增加測點數量或者提高維護質量來提高測點的可靠性。盡量降低由于測點故障引起的自調功能失效時間。
5.5在脫硝系統畫面中增加反吹報警提示。比如“A側出口NOx反吹”、“B側出口NOx反吹”、“凈煙氣出口NOx反吹”。提醒值班員對吹掃期間參數的關注，防止自調失控，氨逃逸過高。
5.6合理調整反吹時間和時段。杜絕兩點和三點同時反吹。當由于反吹時間間隔不同出現同時反吹時，其中一點反吹時間自動提前或后延10分鐘，避免同時反吹。
5.7請高水平的電研院做煙道煙氣流場試驗，做到在任何負荷下，噴氨格柵斷面和催化劑斷面煙氣流速均勻。
5.8請高水平的電研院做燃燒優化試驗，做到在任何負荷下，噴氨格柵斷面前NOx均勻。比如：可以重新確定各負荷下的氧量控制范圍，降低脫硝入口NOx數值和波動幅度。可以增加鍋爐自動投切粉、自動啟停磨邏輯，判據除了引入氧量、負荷、粉量、煤量外，還可以引入脫硝入口NOx作為前饋，使鍋爐在大擾動的情況下，保證脫硝入口NOx變化最小。
5.9請高水平的電研院做煙道噴氨格柵均布試驗，做到在任何負荷下，噴氨格柵斷面噴氨均勻，與煙氣量匹配。提高噴氨格柵均勻性，利用網格法實時監控噴氨格柵的均勻性。應聘請有資質的試驗所每半年在線調節一次噴氨格柵均勻性。
5.10請高水平的電研院做催化劑性能測試試驗，做到在任何負荷下，催化劑后的NOx均勻。
5.11預防催化劑積灰。提高聲波吹灰氣源壓力；經常性的對氣源罐進行疏水；每次脫硝投入或是機組啟動開啟風煙系統前要先啟動聲波吹灰器；運行中也要檢查吹灰器工作正常。利用停備和檢修清理催化劑積灰，及時疏通堵塞的催化劑，更換老化的催化劑。清除噴氨噴嘴及供氨管道、閥門堵塞的現象。消除稀釋風系統堵塞的情況。
5.12更換落后的氨逃逸表。采用先進技術的氨逃逸表，定期校對，保證指示準確。
5.13控制脫硝入口煙溫在合理范圍，保證催化劑工作在最佳工作溫度。過高容易燒結，過低效率不高，容易中毒，失去活性。
5.14合理確定AGC響應速度。過高的響應速度，對電網也許是好事，但對電廠卻可能是災難。長期的負荷波動，給設備帶來交變應力，大大降低使用壽命。對于環保參數的控制也極為不利。因此，應兼顧電網和電廠的安全經濟運行，確定合適的變負荷率，而不是盲目追求高速度。經常看到有的機組在升負荷，而有的機組卻在降負荷，有的機組負荷在大幅度降低后，又快速升起。這都給電廠設備造成了不必要擾動，同時也帶來了安全隱患和經濟性下降。
5.15提高液氨質量，減少雜質，減少堵塞濾網、堵塞噴氨格柵分門的機會。
6結論
本文通過對燃煤電廠脫硝系統氨逃逸的分析，找出了影響氨逃逸的主要因素，并針對原因，提出了解決方案和措施。主要從以下幾個方面進行優化：
6.1一次系統的優化改造。如流場、噴氨設備的均勻性調整。燃燒器的改造。
6.2脫硝控制系統的優化。如自調系統的適應性和平穩性。測點的可靠性。自調策略的先進性和全面性。
6.3鍋爐燃燒調整的優化。燃燒自調系統對脫硝環保參數的兼顧和前饋。整個鍋爐設備的系統性優化。
本文來自于“2017年電力行業節能環保創新論壇”論文集
