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。! J5 T0 i+ f$ T# P/ ]
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3 x5 G" K% b) w- ]* `& |/ H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。3 h, C* \# M i& Q' Z& [
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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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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。) @. t; F+ o3 ^1 |+ L
) o8 g: L1 q, y1 g- c1系统概况
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7 \* ~3 n [' Z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。: @# @2 Q+ C) D7 M
, b1 ]" F, o- ?8 q/ `2 r/ G! p2系统控制遇到的主要问题6 u6 h" ~* m2 _1 I% r
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1）、脱硝出口浓度分布均匀性、氨逃逸+ ^+ b( |8 w7 J$ z7 P; I- P
# o. r, ^' ]6 J {% J2 N7 o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。
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; f. W" m3 Q" w G6 d图1 脱硝A侧出口NOx浓度分布（570MW）* g5 w" ~' F" c- f/ x
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* [$ `) @7 p- c) w E; ?图2 脱硝A侧出口氨逃逸分布（570MW）3 c+ m' k+ \" S# x$ _
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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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' q5 {8 t3 S! Y1 q+ X: m图3 脱硝B侧出口NOx浓度分布（570MW）3 R: w. f! @7 F# }# C3 h
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图4 脱硝B侧出口氨逃逸分布（570MW）7 ^" c0 L+ q- B2 H) U% `2 A! _
' [- T; d9 l% G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
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1 Y/ f' y0 m7 ]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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图5 空预器压差变化（2018.01.08-2018.01.19）
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# C0 J {! `! h- K6 s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。- M/ e' Q5 N* i0 @, i
; m% }# |0 H, }5 L( k3）、倒挂9 @4 L1 m4 k% t
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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。
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3 f: A: p: w! h% T4 r! ]$ n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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. D6 W$ [1 \& a* z6 o图6氮氧化物浓度分布曲线
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8 q/ K0 F; R! }3 b2 I) Y3原因分析
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. ^3 L( h2 P+ h, N P1）、在线表计问题
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# {( M# Z$ r. b( G0 p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。) l: a9 p3 s) B+ v
1 r; G- f( v: l- ~: G0 R2）、脱硝出口截面NOX浓度分布均匀性差、测点布置问题! N4 ?0 M; A) c; t& Z
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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。
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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。' g& C& W" r! _/ _
% g2 w: Q5 q0 q" x, [8 O3）、运行控制方式
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3 \5 b) N3 F9 ?2 Z" z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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- l2 \4 K# V0 s" A) h* I4解决方法' i( |0 D' [* e1 o- ~
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1）、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。) Z( f7 M2 i' e5 O& c) c# Y
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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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6 K: K% I. E& |$ _1 i; I3）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。3 x8 M2 [" E- E# U# S( k- @
3 a2 I1 X* `8 v& j8 y. \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
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