到2020年，现役60万千瓦及以上燃煤机组、东部地区30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组及其它有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度要求基本达到燃气轮机组排放限值，即烟尘≤10mg/Nm3、SO₂≤35mg/Nm3、氮氧化物≤50mg/Nm3。
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& t8 t* U! \. y这就对脱硝装置的达标排放提出了更高的要求，目前已经投运的SCR脱硝出口、总排口都设置有CEMS在线监测仪表，其中总排口的CEMS在线测量数据上传至当地环保部门。% F" A4 R* k: a' P0 D/ t0 T
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在实际运行过程中，也逐渐暴露出一些较为普遍的问题，如：烟气流场分布均匀性、流速和烟温控制、AIG喷氨分配、催化剂性能、CEMS在线测点布置等，影响机组的安全、稳定运行，同时也给节能减排工作带来困难。
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# W% b+ f5 Q- F/ U& p5 l本文通过对某厂2号机组脱硝运行中经常发生的SCR出口与烟囱入口测量NOx浓度值“倒挂”问题（即总排口测量值大于SCR出口测量值产生的偏差问题）进行简单分析，便于发电企业及时排查问题来源，优化脱硝系统的日常运行管理。. g5 O. k' i2 U' S! t9 t% P- G i
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1系统概况
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8 ]7 n- m5 t9 O7 q3 l$ {5 X某厂2号机组为660MW超临界直流燃煤机组，脱硝系统采用低氮燃烧和选择性催化还原法(SCR)工艺，高含尘布置，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出和空气预热器之间，不设旁路系统，还原剂为液氨。设计入口NOx为250mg/m3，脱硝装置安装了备用层催化剂，即目前为“2+1”层催化剂。
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, J4 M- d& B4 U3 `2系统控制遇到的主要问题
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( w4 h K( g, b" [) D5 `6 t1）、脱硝出口浓度分布均匀性、氨逃逸1 F# e ~7 y9 \, |' m1 o1 e
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在570MW负荷下，脱硝A、B侧出口各测孔不同深度NOx浓度和氨逃逸量差别较大，如图1所示。, {! K( ^- L2 V; _) q
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8 A; |- ]7 b2 C$ V3 H' \: n图1 脱硝A侧出口NOx浓度分布（570MW）& W2 X+ d' I# v% v: L
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! L h% |/ y# d/ A1 h; B4 T. f图2 脱硝A侧出口氨逃逸分布（570MW）' \8 n Y6 [' m
# a; c5 C6 i9 }4 Q由图1、图2可知，脱硝A侧出口各测孔NOX浓度分布均匀性差，NOx浓度相对平均标准偏差为52.8%（其中，部分测孔的深度3处NOx浓度非常大，且对应的喷氨支管原始开度均处于最大状态，优化调整过程中，无法对测孔的深度3处NOx浓度进行调平，初步判断造成这种现象的原因是对应的喷氨支管堵塞）。氨逃逸平均值为4.9ppm，且多数测孔氨逃逸浓度均超过设计值2.5ppm。
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脱硝B侧出口NOx浓度及氨逃逸分布见图3、图4。
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% P _* I( b) Q) ] J! \图3 脱硝B侧出口NOx浓度分布（570MW）
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8 K$ A& _$ C7 J( Z( N3 b图4 脱硝B侧出口氨逃逸分布（570MW）' k$ {( S# G" |3 w, s9 k# Z) b# x4 G/ P/ A
& b- t. M5 a, J( {# x" u由图3、图4可知，脱硝B侧出口各测孔NOx浓度分布均匀性差，NOx浓度相对平均标准偏差为78.0%，氨逃逸平均值为2.9ppm。4 e. M) F. {/ o
C4 @* `' I' ~) D+ d2 `5 s2）、空预器压差! N9 Q7 L! E: A; Q1 T* ^( w
% C) \# H5 C' f) z6 \该厂2号机组于2016年12月完成超低排放改造，脱硝系统新增一层催化剂。2017年11月，2号机组氨耗量逐渐增大，空预器压差也有上升的趋势，2018年1月初，560MW工况条件下，A、B侧空预器压差分别上升至1.8KPa、2.5KPa。
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经喷氨优化调整后，空预器压差变化如图5所示。
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9 K j. I7 t; O% o" J/ w2 P图5 空预器压差变化（2018.01.08-2018.01.19）+ I2 ~0 u6 {# k
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从图5可以看出（红色代表机组负荷，蓝色代表A侧空预器压差，绿色代表B侧空预器压差），通过喷氨优化调整试验，使得氨逃逸浓度、空预器压差得到明显的降低，其中A侧空预器压差由1.8Kpa降至1.2Kpa，B侧由 2.5Kpa降至 1.8Kpa（560MW负荷），有效解决了空预器压差大的问题。
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3）、倒挂+ b h# |' h9 O) i
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目前脱硝装置运行中脱硝出口与总排口氮氧化物浓度存在偏差，SCR反应器出口NOx浓度均值较烟囱总排口NOx数值偏低10-15mg/m3，导致氮氧化物浓度产生 “倒挂”问题。& J$ q' s2 w5 Q1 C0 v) W
3 p6 `# j$ \$ {" t+ _, h) @通过对比某一天脱硝以及脱硫CEMS在线数据，脱硝A、B侧出口均值较脱硫出口低12mg/m3，如图6所示。! B( `. H1 y* U9 K6 B, L
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3 P5 n/ K! R, n- R! k, O/ m" u! C图6氮氧化物浓度分布曲线& k- ~( q( H" ?9 k3 i# }
5 w( D% g+ N( Z# t3原因分析
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' p+ a3 U8 O7 n6 ]1 Q1）、在线表计问题
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电厂在脱硝反应器入口、出口以及总排口均安装有CEMS在线测量仪表，便于对污染物排放的实时监控，氮氧化物采用抽取法单点连续测量，并根据O2含量折算成标况下数值。
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通过标气对各测点CEMS装置进行校验比对以及使用已校验的便捷式烟气测试仪（NOVA PLUS多功能烟气分析仪）对CEMS装置尾气测量比对（差值为1-2mg/m3），排除CEMS在线仪表测量误差造成的影响。
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" U1 m7 f6 U/ }5 H. p {, _2）、脱硝出口截面NOX浓度分布均匀性差、测点布置问题+ C) ~) ?& h" M7 B$ l/ v
8 ~) Y! `3 P" @! x. d; [脱硝使用的催化通道横截面积过大，无法达到NOx、氧均匀分布，无法将催化还原反应达到最大的结果。- t, h6 k& a+ k" W1 T
$ x; e" X( D4 n+ v/ S根据上面脱硝出口NOx浓度分布数值可以看出，靠近烟道中心位置的NOx浓度较高，依次向两侧递减，同时在同一测孔截面上不同深度的NOx浓度分布也不均匀，各测点不同深度的浓度值差异较大。% b- g2 O. O7 X. D
( j) L8 r- H" H2 m, wCEMS在线取样点布置偏离烟道中心，且只有一个深度的测量值，代表性较差，在脱硝实际运行中烟气流场不能做到完全分布均匀，只有单点测量的CEMS数值是造成脱硝出口NOx浓度较总排口低（即倒挂）的主要原因。
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3）、运行控制方式2 v! M* O: V# J. L
( S2 D( o& {: u2 c) K目前机组运行中的脱硝控制方式普遍采用脱硝出口NOx浓度为控制点来保证氮氧化物浓度排放达标，这种控制方式也会导致倒挂现象的产生。而且如果仅考虑SCR反应器出口浓度的变化，而忽略SCR反应器进口NOx浓度过高，一味将出口浓度设定偏低的话，有可能会超出催化剂的脱硝能力，容易造成喷氨过量、催化剂提前失效、空预器堵塞等。) y4 s- v1 i$ m# p: k4 g) L) V0 i0 o( ~
- c) e, `1 M9 g }) V: x2 x4解决方法
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# z8 A1 K2 t: k) D1 E" e1）、调整NOx出口测点位置，增加在线取样点，接近烟道截面中心位置有利于测量准确，根据不同机组烟道截面位置不同，不能一概而论选择定值进行在线取样点的安装。
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2）、定期对脱硫、脱硝的进出口NOx浓度进行比对，结合试验数据，掌握机组脱硝系统出口、总排口断面的NOx浓度分布情况，及时调整在线测点的位置或者仪表。
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3）通过喷氨优化调整试验，修正SCR反应器出口NOx浓度值、改善NOx浓度分布均匀性，避免脱硝运行中烟气流场的不均匀分布，导致在线采样点的CEMS示值误差。
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4）综合脱硝效率和脱硝出口NOx浓度值因素，合理调整机组脱硝装置的运行控制。来源：大唐华东电力试验研究院 作者： 赵晓阳, p4 X, z9 _+ K) f" U3 }
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