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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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。$ m- e4 K- b* X4 A/ V/ S- V
. B. P7 _% \& E0 U, B6 D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。2 \8 ^% Z, I( g( h9 E
* L) p, y7 C e; I3 B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。
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! L6 R. a+ r/ ^0 T1系统概况3 h6 @& n& b( w- z, M' e$ g# [
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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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2系统控制遇到的主要问题
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! }7 n) }' t- H+ M, `, X1）、脱硝出口浓度分布均匀性、氨逃逸
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& B% @ A9 g& B- z8 ^3 i3 s+ u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。, ]4 {- r. O* {: ^5 Z2 {) |
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7 u! e$ {, r& i3 g图1 脱硝A侧出口NOx浓度分布（570MW）
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图2 脱硝A侧出口氨逃逸分布（570MW）
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6 r4 Z; A3 M7 i2 F& ]; b0 `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。+ e. a( _5 v. G8 N4 Y
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图3 脱硝B侧出口NOx浓度分布（570MW）
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图4 脱硝B侧出口氨逃逸分布（570MW）
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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。
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2）、空预器压差2 `, d; n5 C6 A9 G: V9 W! x4 U
: j% J" A8 G. ]* @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。$ V3 m6 c; N2 I; S! n
5 m( C3 _7 e) `8 |8 C0 }& z经喷氨优化调整后，空预器压差变化如图5所示。
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) N4 [8 F8 z5 U图5 空预器压差变化（2018.01.08-2018.01.19）+ S. Y$ D* v3 t3 {0 k1 P
* m, h4 k% Y& y% a* i7 z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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1 o0 I4 Q) ^2 m+ p! j) F3）、倒挂" Y0 ~. \) a a( E% w
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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。1 N% d& D" r+ r; r6 Q
4 \' { x) Q t, r7 Q* r( l& u" ?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。
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图6氮氧化物浓度分布曲线9 F; W1 M, q W3 N
/ R) Y0 O, J1 \+ U. o. U- e& @3原因分析$ K! P% R4 R8 m) z/ n$ L9 C, _
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1）、在线表计问题/ N7 `9 [& v; @' X6 u0 ?
8 R' h2 k* L/ `8 p* r) m% Z" B7 ^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。* ^( _8 N% F7 Z% j" \4 l
Y% R5 [5 s" l: b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。- @3 q1 e/ x+ ]9 _
2 f: w* j2 }; E4 M2）、脱硝出口截面NOX浓度分布均匀性差、测点布置问题
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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。" n6 ?1 U5 x1 X' e; J% D2 W7 C
4 M5 T: B2 z n% e6 \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。
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CEMS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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! G' o; |$ V+ d3）、运行控制方式
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9 e) l+ r- f$ ]$ v9 g0 ^2 R! X4 {* M5 p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。
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4解决方法( X" U- u! l1 F+ V! J) a
+ N( [' _. s9 _ S2 W9 x2 M9 C1）、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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0 f- O8 w9 v& @% y3 ^( O6 J2）、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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1 b; W4 y T2 x" r0 T! H3）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 H1 b$ R* L2 s! d, e5 c4）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3 T) K5 x, T+ v& a2 p" |
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