火电厂NOx排放标准控制在了50mg/Nm3，随着控制指标的提高，带来了一系列的问题。自从2013年脱硝系统的投运以来，燃煤电厂SCR催化剂基本经历了增加备用层，更换运行层，SCR控制设备也经历了长达4年左右的运行，一些缺点开始显现。氨逃逸高成了一个普遍不可回避的难题。
本文主要针对氨逃逸这一问题进行探讨和，分析氨逃逸的影响因素，并提出了一些在运行中控制脱氨逃逸的方法，以期对机组设备安全和经济性效益的提高有所帮助。
1引言
当前，由于国家环保形势的严峻，京津冀持续雾霾天气，对华北地区的超低排放提出了更高的要求。而燃煤电厂的SCR脱硝系统普遍采用液氨和尿素脱硝系统。由于设备的老化、控制系统的落后、以及运行调整的因素，NOx的控制给锅炉的安全经济运行带来的很大压力。
2燃煤电厂SCR系统简介
燃煤电厂普遍采用干法脱硝工艺，由于催化剂工作温度的限制，脱硝系统大都布置在省煤器之后，空预器之前的烟道里。
SCR技术主要反应如下：
SCR脱硝系统包括催化剂反应器、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。烟气首先自下而上经过喷氨格栅，喷氨格栅将稀释后的氨气均匀喷入烟道，然后在混合器中与烟气混合，然后转向从上而下流过催化剂。催化剂分三层或四层被安装在反应器的箱体内，一般为垂直布置，烟气流过催化剂时，在催化剂的作用下选择性的与NOx反应生成N2和H2O。
在氮氧化物（NOx）选择性还原过程中，通过加氨（NH3）可以把NOx转换为N2和H2O。主要化学反应方程式如下：
（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脱硝系统由于种种原因，会造成催化剂后的烟气中氨气的含量超标。这会带来一系列严重后果：
3.1催化剂堵塞。由于铵盐和飞灰小颗粒在催化剂小孔中沉积。阻碍了NOx、NH3、O3到达催化剂活性表面，引起催化剂钝化。钝化后，脱硝效率下降，为了保持环保参数不超标，会喷更多的氨，这将引起恶性循环。
3.2SCR出口CEMS过滤器堵塞。SCR出口CEMS一般采用抽取式，伴热温度为120℃，铵盐容易沉积堵塞过滤器和取样管。引起测点不准确，引起自调失灵，环保参数失控。
3.3空预器堵塞。铵盐沉积在空预器冷端，引起空预器堵塞。增加系统阻力，增加风机电耗。影响带负荷，高负荷风量不能满足要求。引起空预器冷端低温腐蚀。
3.4导致电除尘极线积灰和布袋除尘器糊袋。氨逃逸大会引起电除尘极线积灰，阴阳极之间积灰产生搭桥现象导致电除尘电场退出运行。氨逃逸过大会造成铵盐糊在布袋上，引起布袋除尘器压差高，从而导致吸风机电流高，严重时影响风量、引起出力受阻。风机失速、保护停机等事故。
3.5系统堵塞后会引起送风机、一次风机、吸风机失速、抢风。出力受阻，排烟温度失控。甚至引发非停事故。
3.6氨逃逸过量进入空气，氨被吸入肺后容易通过肺泡进入血液,与血红蛋白结合，破坏运氧功能。短期内吸入大量氨气后可出现流泪、咽痛、声音嘶哑、咳嗽、痰带血丝、胸闷、呼吸困难,可伴有头晕、头痛、恶心、呕吐、乏力等,严重者可发生肺水肿、成人呼吸窘迫综合征,同时可能发生呼吸道刺激症状。所以碱性物质对组织的损害比酸性物质深而且严重。
4氨逃逸大的原因
4.1自动调节性能不好。在变负荷时、启停制粉系统时，喷氨量不能适应负荷和脱硝入口NOx的变化，导致脱硝出口NOx波动太大，导致瞬时喷氨量相对过大，从而引起氨逃逸增加。
4.2脱硝入口NOx分布不均匀，与喷氨格栅每个喷嘴的喷氨量不匹配。导致出口NOx不均匀。导致局部氨逃逸高。
4.3喷氨格栅喷氨不均匀，导致出口NOx不均匀。导致局部氨逃逸高。
4.4测量系统不准确。一般SCR左右侧出入口各装一个测点，在测点发生表管堵塞、零漂时不具有代表性，导致自调系统喷氨过量。从而引起氨逃逸升高。包括NOx测点、氧量测点、氨逃逸测点。
4.5测点位置安装位置不具代表性。测点数量过少。安装位置没有经过充分的混合，会导致测量不准。另外测点数量太少，不能随时比对，当发生堵塞、零漂时不能及时发现。
4.6测点故障率高，当测点故障时，指示不准，引起自调切除，只能手调，难以适应AGC负荷随时变动的需求。
4.7在变负荷和启停制粉系统时，脱硝入口NOx波动大，从而引起脱硝出口波动大，喷氨量波动大，引起氨逃逸。由于低氮燃烧器改造的效果差，在实际运行中，尤其在大幅度变负荷时，脱硝入口NOx变化较大，会加大脱硝自调的难度。
4.8AGC投入时，普遍变负荷速率较快。为了响应负荷的快速变化，燃料量变化太快，风粉配比不能保证脱硝入口NOx稳定。引起大幅波动。
4.9烟气流场的不均匀，导致喷氨量与烟气量不匹配。烟气流速在烟道的横截面各个位置不能均匀分布，尤其在烟道发生转向后，各个部位风速不一致，会导致局部氨逃逸偏高。
4.10烟气温度变化幅度大。在低负荷时，烟温下降。局部烟温太低，会引起催化剂活性下降，从而引起氨逃逸升高。
4.11脱硝自调控制策略存在缺陷。测点反吹时，自调的跟踪问题不能彻底解决。往往在反吹结束后，SCR出口NOx会有一个阶跃，突然升高或突然降低，增加扰动和波动，增加氨逃逸。
4.12催化剂局部堵塞、性能老化。导致单层催化剂各处催化效率不同，为了控制出口参数，只能增加喷氨量，从而导致局部氨逃逸升高。
4.13由于SCR脱硝装置处于烟气的高灰段，氨逃逸表是利用激光原理测量，容易引起测量不准。测量技术不过关，不能准确反映氨逃逸情况，不能给运行一个有效的参考数据。由于原烟气含灰量高达30-50g/m3，传统的对射式氨逃逸分析仪无法穿透，并且由于锅炉负荷的变化会导致光速偏移，维护量很大。而由于在较低温度下（230℃以下），NH3和SO3会生成NH4HSO4，对于传统的采样管线抽取式氨逃逸分析仪的采样管伴热温度不会超过180℃，所以在采样管线中硫酸氢铵会快速生成，导致氨气部分或全部损失，监测结果没有实际意义。
4.14液氨质量差。由于液氨的腐蚀性和有毒性，检测很不方便。一般液氨的检测由厂家自己检测。因此，对液氨质量缺乏有效监督。现场经常发生供氨管道滤网堵塞的现象。也会造成喷氨格栅喷氨量的不均匀。从而影响氨逃逸。
5降低氨逃逸的措施
5.1优化脱硝自调特性，将脱硝出口NOx控制在30~50mg/Nm3之间，防止调门开的过大，瞬间供氨量过大，导致氨逃逸升高。提高自调的适应性，保证在任何工况下都能满足要求，将波动幅度控制到最小。尤其在大幅升降负荷和启停制粉系统时。避免NOx长时间处于较低的状态。
5.2优化脱硝测点反吹期间的控制策略。在自调逻辑中引入脱硝入口NOx前馈信号和净烟气NOx反馈信号。在反吹期间合理选择被调量，比如可以用净烟气NOx作为临时作为被调量。在反吹结束后，再切回原来的被调量，保证在反吹结束后NOx参数平稳，不出现大幅跳变，在反吹期间不需要人为干预。使自调投入率达99%以上。
5.3优化燃烧调整自调特性，在燃烧自调中考虑风粉自调对脱硝入口NOx的影响，使脱硝入口NOx在负荷波动和其他扰动下波动幅度最小，降低脱硝自调的难度。
5.4提高CEMS测点的可靠性。可以通过增加测点数量或者提高维护质量来提高测点的可靠性。尽量降低由于测点故障引起的自调功能失效时间。
5.5在脱硝系统画面中增加反吹报警提示。比如“A侧出口NOx反吹”、“B侧出口NOx反吹”、“净烟气出口NOx反吹”。提醒值班员对吹扫期间参数的关注，防止自调失控，氨逃逸过高。
5.6合理调整反吹时间和时段。杜绝两点和三点同时反吹。当由于反吹时间间隔不同出现同时反吹时，其中一点反吹时间自动提前或后延10分钟，避免同时反吹。
5.7请高水平的电研院做烟道烟气流场试验，做到在任何负荷下，喷氨格栅断面和催化剂断面烟气流速均匀。
5.8请高水平的电研院做燃烧优化试验，做到在任何负荷下，喷氨格栅断面前NOx均匀。比如：可以重新确定各负荷下的氧量控制范围，降低脱硝入口NOx数值和波动幅度。可以增加锅炉自动投切粉、自动启停磨逻辑，判据除了引入氧量、负荷、粉量、煤量外，还可以引入脱硝入口NOx作为前馈，使锅炉在大扰动的情况下，保证脱硝入口NOx变化最小。
5.9请高水平的电研院做烟道喷氨格栅均布试验，做到在任何负荷下，喷氨格栅断面喷氨均匀，与烟气量匹配。提高喷氨格栅均匀性，利用网格法实时监控喷氨格栅的均匀性。应聘请有资质的试验所每半年在线调节一次喷氨格栅均匀性。
5.10请高水平的电研院做催化剂性能测试试验，做到在任何负荷下，催化剂后的NOx均匀。
5.11预防催化剂积灰。提高声波吹灰气源压力；经常性的对气源罐进行疏水；每次脱硝投入或是机组启动开启风烟系统前要先启动声波吹灰器；运行中也要检查吹灰器工作正常。利用停备和检修清理催化剂积灰，及时疏通堵塞的催化剂，更换老化的催化剂。清除喷氨喷嘴及供氨管道、阀门堵塞的现象。消除稀释风系统堵塞的情况。
5.12更换落后的氨逃逸表。采用先进技术的氨逃逸表，定期校对，保证指示准确。
5.13控制脱硝入口烟温在合理范围，保证催化剂工作在最佳工作温度。过高容易烧结，过低效率不高，容易中毒，失去活性。
5.14合理确定AGC响应速度。过高的响应速度，对电网也许是好事，但对电厂却可能是灾难。长期的负荷波动，给设备带来交变应力，大大降低使用寿命。对于环保参数的控制也极为不利。因此，应兼顾电网和电厂的安全经济运行，确定合适的变负荷率，而不是盲目追求高速度。经常看到有的机组在升负荷，而有的机组却在降负荷，有的机组负荷在大幅度降低后，又快速升起。这都给电厂设备造成了不必要扰动，同时也带来了安全隐患和经济性下降。
5.15提高液氨质量，减少杂质，减少堵塞滤网、堵塞喷氨格栅分门的机会。
6结论
本文通过对燃煤电厂脱硝系统氨逃逸的分析，找出了影响氨逃逸的主要因素，并针对原因，提出了解决方案和措施。主要从以下几个方面进行优化：
6.1一次系统的优化改造。如流场、喷氨设备的均匀性调整。燃烧器的改造。
6.2脱硝控制系统的优化。如自调系统的适应性和平稳性。测点的可靠性。自调策略的先进性和全面性。
6.3锅炉燃烧调整的优化。燃烧自调系统对脱硝环保参数的兼顾和前馈。整个锅炉设备的系统性优化。
本文来自于“2017年电力行业节能环保创新论坛”论文集
