电厂燃煤锅炉氨逃逸的分析与控制

随着全社会环保意识的提高和国家经济可持续发展的需求，火电厂超低排放率先在京津冀地区实施。

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。