火电厂烟气脱硝系统氨逃逸问题研究与实践

脱硝系统氨逸出试验方法分析摘要：目前，脱硝系统氨逸出测试方法可分为在线仪器分析和离线手动采样分析法。

主要论述了在线仪器分析中的可调谐二极管激光吸收光谱和稀释取样法，及离线手动采样分析方法中的靛酚蓝分光光度法、纳氏试剂分光光度法、离子选择电极法和离子色谱法，并对其测量原理、优缺点及改进方法进行了阐述。

此外，还简要介绍了飞灰中氨含量的测定。

介绍现阶段中国的能源结构中燃煤消耗虽然逐年减少，但其仍然是主体，在各种能源消费形式中，电力及热力生产是最主要的能源消费渠道之一。

煤炭燃料在不同场合的使用中都会产生NOx的污染。

近年来，随着环保要求的提高，脱硝设备已成为各发电厂重要的环保设备。

目前，最成熟、可靠和应用最广泛的脱硝技术是选择性催化还原（SCR），其基本原理为NH3与NOx在催化剂作用下发生氧化还原反应，生成N2和H2O。

喷氨量很关键，喷氨过少，会降低脱硝效率，NOx的排放无法达标；喷氨过多，虽然可以提高脱硝效率，但过量的NH3会增加成本，而且会导致NH3逃逸。

NH3逃逸已严重影响到脱硝经济性和设备的使用寿命，SCR脱硝装置出口的NH3逃逸量应控制在2.28mg/m3以下，如此可延长催化剂的更换周期和空预器的检修周期。

因此，快速、准确地测试NH3逃逸量至关重要，可以确定最优的喷氨量。

对NH3逃逸量的准确测量比较困难。

目前，国内外对NH3逃逸的监测方法主要有在线仪器分析和离线手动采样分析方法。

在线仪器分析是指烟气排放连续监测系统（CEMS），其功能是持续监测污染源排放的颗粒物和气体污染物的质量浓度和总排放量，并将其实时传输给主管部门。

目前文献中大多将在线仪器分析分为3类：激光原位测量、提取方法和稀释取样法。

事实上激光原位测量和提取方法的测量原理是相同的（基于可调谐二极管激光吸收光谱），只是提取方法需要对原烟气进行预处理，所以从测量原理的角度，本文将在线仪器分析分为可调谐二极管激光吸收光谱和稀释取样法两类。

燃煤电厂脱硝氨逃逸检测应用现状与分析所属行业: 大气治理关键词：氨逃逸脱硝技术 SCR对火电厂脱硝氨逃逸监测方法与现状进行了介绍论述。

分别介绍了氨逃逸在线检测与离线检测方法并分析对比各种检测方法的优缺点。

通过对比14台SCR 脱硝反应器取样实测氨逃逸率数值与在线氨逃逸率数值, 发现取样离线实测氨逃逸率准确性要远大于在线检测。

分析造成这样现象的原因得出在线检测测点布置方式是影响在线氨逃逸率检测准确性主要原因。

并提出改进建议。

为下一步SCR脱硝氨逃逸监测方法改进提供支撑。

为响应国家节能减排号召, 重点地区大中型燃煤火力电厂烟气排放基本完成超低排放改造, 烟气脱硝技术均采用选择性催化还原法 (SCR) 或非选择性催化还原法 (SNCR) , 使烟气NOx排放浓度在50mg/m3(标态, 干基, 6%O2) 以下。

其中采用SCR技术烟气脱硝机组占全部机组90%以上。

SCR法脱硝技术是目前世界上应用最广泛、技术最成熟的烟气脱硝技术, 具有脱硝效率高、维护方便、便于管理控制、运行可靠等技术优点。

SCR法脱硝所用还原剂一般为氨气 (NH3) , 高温条件下NH3在催化剂作用下, 与烟气中氮氧化物 (NOx) 反应将NOx还原成氮气(N2) 而将其脱出。

因此在保证脱硝效率前提下, 脱硝系统要喷入足够量的NH3。

这就存在NH3反应不完全、超标逃逸问题 (简称氨逃逸) 。

氨逃逸是目前SCR脱硝系统普遍存在的问题, 当氨逃逸浓度较大时, NH3会和烟气中三氧化硫 (SO3) 反应生成硫酸氢铵 (NH4HSO4) 。

NH4HSO4的生成会严重影响下游设备如空预器的运行, 有造成堵塞腐蚀潜在风险, 使烟气系统压力阻力升高, 严重影响机组安全稳定运行。

控制氨逃逸率大小, 对于机组控制氨耗量, 减少空预器堵塞腐蚀, 实现经济稳定运行至关重要。

目前火电厂氨逃逸监测手段主要分为在线监测和离线分析监测。

在线监测方法主要有原位式激光分析方法、抽取式分析方法等, 离线检测方法主要有靛酚蓝分光光度法、容量法、离子选择电极法、离子色谱法等。

脱硝氨逃逸危害、影响因素及控制调整摘要：烟气脱硝装置(SCR)是目前各大火电厂重要的环保设施。

为控制脱硝过程中氨的使用量及保护设备，必须监测SCR出口的氨逃逸量，并且要通过运行方式的优化来控制氨逃逸率。

现对氨逃逸的危害及控制措施进行总结。

关键词：脱硝；环保；氨逃逸；危害引言在SCR脱硝工艺中，氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中，在催化剂的作用下将烟气中NOX分解成为N2和H20[1]。

随着锅炉装置运行时间的增加，催化剂的效率降低，且环保要求日益严格，为控制脱硝出口NOX不超标，增大氨气量，造成氨逃逸高于设计指标，严重影响锅炉健康运行。

停炉期间检查锅炉空预器有不同程度腐蚀和堵塞。

一、氨逃逸率高的危害氨逃逸率是影响SCR系统运行的一项重要参数，合理控制氨逃逸率至关重要。

因为如果控制不好，不仅使脱硝成本增加，而且机组安全运行也受到威胁。

其危害性主要表现在以下几个方面：1、造成环境污染，影响环保指标按照《火电厂烟气脱硝技术导则》(DL/296-2011)“采用SCR工艺的脱硝装置氨逃逸浓度不宜大于2.3mg/m3”。

2、空气预热器换热面腐蚀、积灰堵塞SCR系统正常运行时，反应器内残余的NH3与烟气中的SO3和H2O形成硫酸氢铵（NH4HSO4)，硫酸氢铵是强腐蚀物，它在烟气温度为230℃时，开始从气态凝结为液态，对空气预热器中温段和低温段形成强腐蚀。

硫酸氢铵具有很强的黏结性，通常迅速黏在传热元件表面进而吸附大量灰分，造成空气预热器堵灰。

同时，烟气中约有1％的SO2被SCR催化剂转化为SO3，加剧了空气预热器冷端腐蚀和堵塞的可能。

3、引风机电耗增加由于尾部烟道以及空预器积灰堵塞，使引风机出力的增加带来了厂用电率的增加，高负荷时出力的不足造成加负荷受限，影响炉机效益。

低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压大幅波动，危机机组安全运行。

同时由于空预器堵塞不均匀，引起一、二次风圧和炉膛负压周期性波动，堵塞严重时造成机组被迫停炉检修。

火力发电中的烟气脱硝技术研究与仿真火力发电是最常见的一种发电形式，它利用化石燃料中的能量，通过燃烧产生高温，从而将水转化为蒸汽，驱动涡轮发电机转动，发电。

但是，燃烧会产生大量的氮氧化物，这些气体会对大气环境造成污染，给人们的健康带来潜在的风险。

因此，烟气脱硝成为了火力发电中一个十分重要的环节。

本文将主要探讨烟气脱硝技术的研究与仿真。

一、烟气脱硝技术的研究现状烟气脱硝技术是对烟气中的NOx进行处理的技术，目前主要有选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种处理方式。

SCR技术利用催化剂和氨水/尿素溶液与烟气中的NOx反应，将NOx还原为氮气和水。

该技术高效、稳定，具有脱硝效率高、反应产品无二次污染等优点。

但是，SCR系统需要催化剂，催化剂的成本较高，而且需要专门的维护和清洗，增加了运维成本。

SNCR技术是利用氨水/尿素溶液在高温下与烟气中的NOx反应，通过还原NOx来实现脱硝的目的。

该技术操作简单，可调性强，但是需要高温和精密控制流量、温度等参数，否则会造成低脱硝效率、产生二次污染等问题。

目前，烟气脱硝技术在实际应用中，多采用SCR和SNCR技术的结合使用，以达到更好的脱硝效果，同时减少催化剂的使用量，降低运维成本。

二、烟气脱硝仿真技术的研究随着计算机技术和仿真技术的进步，越来越多的研究将仿真技术应用于烟气脱硝技术的研究中。

烟气脱硝仿真技术是指利用计算机模拟烟气脱硝反应过程，预测反应器内的流场、化学反应和质量传递等过程，进而优化反应器结构和操作参数，以提高反应器的脱硝效率。

目前，烟气脱硝仿真技术主要包括CFD（计算流体力学）和人工神经网络技术。

CFD技术可以模拟反应器内复杂的流体运动和化学反应，在实际应用中具有广泛的应用价值。

CFD仿真主要涉及反应器内的物理过程及流动特性的分析，预测反应器内的温度、湍流、微观颗粒物运动和排放物质量浓度等参数，以评估不同的反应器结构和操作参数的脱硝效果。

SCR 烟气脱硝氨逃逸危害分析与控制摘要：本文通过对SCR烟气脱硝原理的介绍，氨逃逸影响因素及危害的分析，总结得出平时运行调整中注意事项及方法，降低氨逃逸率，保证机组安全、经济稳定运行。

关键词：SCR；脱硝；氨逃逸；运行调整1.引言为减少烟气中NOx气体含量，防止环境污染，选择性催化还原(SCR)烟气脱硝技术作为燃煤机组脱硝技术之一，具有结构简单、脱硝效率高、运行可靠、便于维护等优点，被国内燃煤机组普遍采用。

SCR脱硝工艺所用的还原剂主要采用的是液氨或尿素分解出的氨气，所以在还原过程中不可避免的就会出现过多的还原剂剩余而带来的氨逃逸率，不仅给设备和机组带来了伤害，同时也会造成经济性上的影响。

因此，分析造成氨逃逸的影响因素及控制方法具有重要意义。

1.SCR烟气脱硝原理崇信发电公司脱硝改造工程采用选择性催化还原（SCR）烟气脱硝系统，用液氨作为还原剂。

脱硝反应器布置在省煤器与空预器之间的高含尘区域，采用蜂窝式催化剂，分三层布置。

SCR法烟气脱硝工艺是在催化剂存在的作用下，还原剂液氨有选择性的与烟气中的NOx反应，生成对环境无害的N2和H2O[1]，以达到超低排放，实现保护环境的目的。

在以液氨作为还原剂的条件下，发生的主要化学反应如下；4NH3 +4NO +O2→4N2+6H2O4NH3 +2NO2+O2→ 3N2+6H2O8NH3 +6NO2→7N2+12H2O2NH3 +NO +NO2→ 2N2+3H2O1.氨逃逸影响因素分析1.升降负荷过快AGC响应下，负荷有时频繁波动，且升降负荷速率快，导致燃烧工况变化大，脱硝反应器入口NOx含量变化大，为满足脱硫出口NOx含量满足环保参数要求，有时在自动调节或手动干预调节的情况下，存在喷氨流量过多的情况，此时部分氨没有参与反应，导致氨逃逸增大。

1.1.各分配支管喷氨流量不均、烟气中NOx分布不均由于锅炉运行中在不同时间、不同负荷段由于制粉系统组合方式、二次风挡板调整、一次风压、磨煤机出口温度，锅炉漏风率等参数的不同，导致烟气参数状态不同，因此烟气流速、烟气中 NOx 含量在烟道中分布也不相同。

火电厂脱硝逃逸氨对脱硫系统及环境影响分析研究通过由脱硝系统产生的逃逸氨对脱硫系统(WFCG)及环境产生的影响进行分析和研究，结果表明：在脱硫系统运行条件下和氨逃逸率均会影响排入大气的烟气中的氨含量和脱硫废水中的氨氮含量；特别是氨逃逸率对其影响最大。

在正常操作条件下，当氨逃逸率超过0.85mg/Nm3，即在标准状态下1m3烟气(干基)中所含氨量超过0.85mg时，烟囱的排放处不满足恶臭气体排放标准；脱硫塔排出的废水中的氨含量超标，需经过处理后才能满足排放标准。

因此氨逃逸使得脱硫系统排放的烟气会对环境产生影响。

为了保证排放的烟气中NOx的含量符合国家排放标准，火电厂通常采用烟气脱硝工艺来控制。

在烟气脱硝工艺中，通常采用具有良好选择性，较高效率和稳定性的SCR脱硝工艺，即将NOx与还原剂发生氧化还原反应，从而转化为无害的N2和水。

实际的应用过程中，为维持较高的脱硝效率，加入的氨量超过了与NOx等摩尔反应的理论值，导致过量的氨未能反应且随烟气“逃出”脱硝反应器，这种现象被称为“氨逃逸”。

由于受粉尘、振动以及工程中在线仪表(CEMS)在测量氨逃逸方面的偏差，以及测量环境的恶劣导致难以对氨逃逸量准确测定。

当氨逃逸较高时，会导致运行成本增加以及对锅炉烟气净化系统产生影响。

逃逸的氨少部分以硫酸氢铵的形式沉积在空预器和被飞灰带走，大部分的进入脱硫系统，因此以逃逸氨对脱硫塔以及脱硫废水处理系统及环境是否会产生影响进行了分析。

1火力发电厂锅炉尾部烟气典型工艺流程及氨逃逸量脱硝反应器的逃逸氨会随烟气进入后续系统，会对后续空气预热器、除尘器、脱硫塔等设备和脱硫废水处理工艺产生不同程度的影响。

设计规定氨逃逸率小于2.5mg/m3；但实际操作运行中，过量喷氨导致氨的逃逸率增大。

研究以1000MW 机组的烟气数据为基础，对不同的氨逃逸率和脱硫系统的操作条件对环境的影响进行了分析。

不计入烟气中部分逃逸氨沉积在预热器和飞灰对其吸附的影响。

控制烟气氨逃逸的措施及效果浅析摘要目前国内垃圾电厂普遍采用SNCR烟气脱硝装置来减少NOX气体排放，在实际的运行过程中，因多种原因易导致氨水反应效率降低和氨逃逸率增加，结果导致飞灰固化车间氨味较重，环保物资浪费，烟气指标异常等现象；如果氨逃逸量过大容易在烟气分析仪取样管末端或滤网处生成硫酸铵盐，容易堵塞取样管和滤网，如果进入到取样装置气室有可能会对气室造成腐蚀甚至影响烟气分析仪测量的稳定性。

下面结合脱硝系统工艺及运行期间发现的问题、解决方法进行介绍，分享控制氨逃逸的措施及效果。

关键词烟气脱硝；氨逃逸；设备安全；运行经济性1 SNCR脱硝系统原理SNCR脱硝技术即选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术，是一种不用催化剂，在850～1100℃的温度范围内，将含氨基的还原剂（如氨水，尿素溶液等）喷入炉内，将烟气中的NOX还原脱除，生成氮气和水的清洁脱硝技术；在合适的温度区域，且氨水作为还原剂时，其反应方程式为：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O；当温度过高时，也会发生如下副反应：4NH3+5O2→4NO+6H2O2 SNCR脱硝系统介绍某公司配置2*300T/D机械炉排焚烧炉，脱硝系统采用SNCR工艺，还原剂采用20%溶度的氨水，该系统为上海泰欣环保工程有限公司设计产品；每台焚烧炉第一烟道各有8个氨水喷枪孔，1#炉采用上、中、下三层交错布置：上层位于28.6米处，有2个喷枪孔；中层在25.8米处，有3个喷枪孔；下层位于23米处，有3个喷枪孔。

2#炉采用两层交错布置：上层在25.8米处，有4个喷枪孔；下层位于23米处，有4个喷枪孔。

每台焚烧炉配有六个喷枪，运行人员可根据焚烧工况、NOX指标排放等情况调整喷枪投入位置及数量。

3 氨逃逸大原因分析（1）在高温条件下，氧气能与氨反应直接生成氮氧化物，这也是对脱硝效率影响最大的，而且随着温度增加，反应速率增加很快。

电厂脱硝常见问题及解决方案摘要：氮氧化物（NOx）的排放标准越来越严格，而由于历史原因或者设计原因，电厂NOx的排放达不到国家标准，主要原因是SCR脱硝系统在实际应用中存在各种流场、NOx浓度偏差，以及催化剂的问题。

本文主要分析脱硝常见问题并提供可行建议。

关键词：电厂脱硝流场催化剂引言氮氧化物（NOx）是重要的大气污染物，煤燃烧是NOx的重要来源之一。

在反应器出口有一套NOx监测仪表，在脱硫吸收塔出口，烟囱入口也有一套NOx监测仪表。

在实际运行过程中经常出现许多情况，NOx浓度监测数据烟囱入口数值与反应器出口数据不一致，偏差较大；反应器两侧NOx浓度监测数据不一致，偏差较大；NOx排放浓度达不到国家标准；空预器堵塞；催化剂中毒。

1、流场问题及解决方案电厂出现以下问题都是脱硝流场的原因1.1脱硝SCR反应器进出口烟道A、B侧的NOx浓度测量偏差大；1.2脱硝SCR出口烟道A、B侧的NOx浓度与烟囱入口的NOx浓度测量偏差大；1.3脱硝SCR反应器进出口流场分布均匀性差，喷氨流场分布均匀性差。

解决方案若实际平均浓度偏差不大，符合偏差士10%的标准，则原因分析为：仪表测量准确性问题；测点分布问题。

若偏差较大，需要对脱硝系统进出口、空预器进口、烟囱入口等位置的烟气流场、速度场进行测试，了解烟道内真实的烟气流速、NOx和NH3浓度分布情况，提出SCR出口与烟囱入口NOx浓度偏差大的整改意见，通过实施整改措施并对脱硝系统运行方式、喷氨格栅等进行优化调整，以消除偏差、提高系统脱硝性能。

（1）脱硝系统流速场、浓度场、烟气成分测试。

在机组600MW、5OOMW、400MW、300MW负荷工况下，控制正常喷氨流量，按等截面网格法原则划分测点，SCR反应器入口视lJ点数10（孔）X6（点）、出口烟道视lJ点数5（孔）X6（点）；试验前通过拉场确定最佳测试点，烟气测试中将各点与烟气分析仪相连，分析CO、CO2、02、NO等主要气体成分。

火电厂SCR脱硝系统故障分析及处理所属行业: 大气治理关键词：SCR脱硝脱硝技术脱硝喷氨为降低火电厂SCR脱硝系统故障发生率，分析总结了故障发生的原因并进行了相应处理。

结果表明：疏通供氨系统管道、优化喷氨调节阀自动调节逻辑、提高喷氨均匀能性等措施使SCR脱硝系统运行的安全性和经济性得到提高。

《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》要求燃煤机组NOx排放质量浓度在标准状态下不高于50mg/m3。

据此，燃煤机组需要选择更合适的脱硝技术以确保环保设施及机组长期安全经济运行。

在各种烟气脱硝技术中，选择性催化还原SCR脱硝法以其高效实用性而成为燃煤锅炉脱硝改造的主要技术手段；但暂无SCR脱硝系统相关国家和行业标准，也无故障处理经验和预防性维护知识。

近些年SCR脱硝系统故障频发，事故原因大多为氨气供应不足、氨稀释风量低、喷氨自动调节品质差、喷氨均匀性差等。

笔者以某公司1000ＭＷ燃煤机组SCR脱硝系统发生的各类故障为例，制定相应的解决方案，为装有同类型脱硝系统的机组提供参考。

１设备概况１.１SCR脱硝流程该电厂２台1000ＭＷ机组均采用SCR脱硝技术，每台机组安装１台SCR反应器。

２台机组分别于2010年６月和７月相继投产，SCR脱硝系统随主机投入运行。

自机组投产至今，该系统相继出现各类故障。

液氨在氨站经加热制成氨气，减压至约0.3MPa供给SCR脱硝系统。

氨气被氨稀释风充分混合（氨空稀释体积比（简称氨空比）低于８％）再通过喷氨格栅喷入SCR脱硝系统入口烟道（见图１）。

烟气与氨气混合均匀后，在催化剂催化作用下，烟气中NOx被还原成氮气和水。

图１ SCR脱硝流程１.２注氨系统该系统在SCR脱硝装置前部（靠近锅炉后墙一侧）等距离安装８组注氨系统，每组注氨系统又包括３层（Ａ、Ｂ、Ｃ层）喷氨支管；每层支管一分为四（见图２）深入烟道内不同深度，深入烟道的每根管道上等距离安装多个喷嘴。

每根喷氨支管上安装１个手动蝶阀和１套流量计，通过调节阀门开度来调节每根支管供氨流量，可实现烟道内宽度和深度方向喷氨量调整。

脱硝系统氨逃逸分析仪测量技术存在问题及优化方案引言脱硝系统是重要的空气污染治理设备，其任务是将燃煤等工业燃料中的氮氧化物（NOx）减少到环保要求的水平。

氨逃逸分析仪是脱硝系统中用于检测氨逃逸情况的关键设备。

本文将对脱硝系统氨逃逸分析仪的测量技术存在的问题进行分析，并提出相应的优化方案。

问题分析1. 精度问题当前脱硝系统氨逃逸分析仪存在着精度问题。

由于脱硝系统工作环境的复杂性，氨逃逸分析仪在测量过程中容易受到温度、湿度等因素的干扰，导致测量结果的误差增加。

而误差的积累会导致对氨逃逸情况的判断不准确，从而影响脱硝系统的运行效果。

2. 稳定性问题脱硝系统氨逃逸分析仪在长期运行过程中存在稳定性问题。

由于设备长时间运行，仪器内部的传感器易受气体分子的侵蚀，导致测量结果的漂移。

此外，仪器的电路等关键部件也容易受到外部干扰或老化，导致测量精度的下降和测量结果的不稳定。

3. 维护成本问题脱硝系统氨逃逸分析仪的维护成本较高。

由于脱硝系统工作环境的腐蚀性和粉尘等因素的存在，仪器需要经常进行清洁和维护，以确保测量结果的准确性和稳定性。

然而，目前的氨逃逸分析仪维护工作较为繁琐，需要专业人员进行操作和维护，增加了企业的维护成本。

优化方案为解决脱硝系统氨逃逸分析仪的测量技术问题，提高测量精度和稳定性，并降低维护成本，可以采取以下优化方案：1. 传感器优化针对精度问题，可以通过改进传感器的设计和材料选择，提高仪器的抗干扰能力。

例如，采用高精度的温度和湿度传感器，并采取防护措施，减少外界环境对传感器的干扰。

同时，可以使用先进的加工技术和材料，提高传感器的响应速度和稳定性，减少测量误差。

2. 电路优化针对稳定性问题，可以优化仪器的电路设计和布局。

设计稳定的供电和信号处理电路，降低干扰对测量结果的影响。

使用高品质的电子元器件，并提供良好的隔离和屏蔽措施，防止外部干扰的进入。

同时，定期检查和保养仪器的电路，及时更换老化的元器件，保持仪器的稳定性。

火电厂脱硝系统喷氨优化技术研究摘要:目前，火电厂锅炉在进行正常生产工作的时，由于相应的化学反应会导致排放的烟气中含有的NOx过多，从而对于环境造成了严重的影响，对此，火电厂内均设置有相应的烟气脱硝系统，从而进行有效的烟气净化。

在这一过程中，氨作为其中重要的还原剂，在化学反应中起着至关重要的作用，所以对于喷氨优化方面的研究就显得至关重要。

本文将主要围绕火电厂锅炉的烟气脱硝系统喷氨优化为中心进行论述，并结合实际情况给出一些合理化的优化建议。

关键词:火电厂锅炉;烟气脱硝系统;喷氨优化1烟气脱硝系统概念火电厂锅炉的烟气脱硝系统主要针对锅炉运行过程中产生的污染性烟气进行相应的优化，从而降低其中的氮氧化物含量，是锅炉运行过程中产生烟气到排放至大气中的中间环节，对于环境保护起着至关重要的作用。

目前被广泛应用的是SCＲ烟气脱硝工艺，主要由还原剂制备系统以及脱硝反应系统两大结构组成，还原剂的制备即液态氨的制备过程，脱硝反应系统则是指具体的催化优化过程。

SCＲ烟气脱硝系统在运行的过程中主要包括以下环节，首先需要进行液态氨的准备和储存，之后将液态氨水进行高温蒸发，并和提前输入到脱硝系统中的空气进行有效的混合处理，并将混合充分之后的气体向脱硝系统进行科学的喷洒，从而使混合气体和需要进行优化处理的烟气进行有效的混合，有利于两者在催化剂的表面进行有效的分布和充分的反应，从而完成烟气的脱硝处理。

2烟气脱硝系统喷氨优化的问题2.1锅炉烟气脱硝系统喷氨冷态调整不科学由于相应的催化剂管理不当，从而导致其使用寿命大幅度缩短，从而在无形之中提升了烟气脱硝系统的运行成本，不利于火电厂的经济效益提升。

同时在相应设备的组成结构内，经常会出现灰尘堆积以及过度磨损问题，从而对于脱硝的有效性产生了一定的影响。

这些问题的出现，严重的影响了火电厂锅炉烟气脱硝系统的运行效率，对于烟气脱硝质量的有效控制起到了不利的作用，必须进行相应的喷氨冷态优化与改善，从而促进火电厂锅炉烟气脱硝系统的正常运行。

浅析火电厂脱硝系统氨逃逸监测的难点摘要：脱硝出口氨逃逸率的监测与烟气中NOX、SO2等污染性气体浓度监测技术相比，测量脱硝出口氨逃逸率要困难的多，主要原因是氨逃逸具备以下特点：浓度极低（低于10ppm）、极易吸附、低温易与SO3发生反应。

目前市场上氨逃逸监测仪表测量原理大多是基于可调谐二极管激光吸收光谱技术（TDLAS）。

但测量方式存在很大的差异，由于电厂环境恶劣以及氨逃逸的特殊性（浓度低、易吸附和反应等特性），导致了氨逃逸率的检测难度极大。

关键词：脱硝出口；氨逃逸率；TDLAS；火电厂引言为防止锅炉燃烧产生过多的NOx污染环境，脱硝技术在火力发电厂已广泛应用。

脱硝过程中由于NH3/NOx摩尔比、氨气和氮氧化物分布不均匀性、负荷、温度、催化剂性能等因素影响都会导致氨逃逸率较大。

逃逸的氨气与烟气中SO3反应生成NH4HSO4，该物质具有很强的粘性和腐蚀性，不仅会影响催化剂活性，而且会引起空气预热器腐蚀和堵塞，甚至引起不必要的停机；此外，较大的氨逃逸率也会增加脱硝系统的运行成本，而且逃逸的氨气也会对灰分和大气造成污染。

脱硝系统的理想运行状态是在NOX满足国家排放标准的前提下，使氨逃逸率维持在最低水平，因此准确、灵敏、快速监测氨逃逸率是脱硝系统优化运行数据基础。

燃煤电厂烟道简介：对于火电厂，由于空预器的NH4HSO4现象，监测氨逃逸必须是在空气预热器之前。

空气预热器的位置是布置在除尘和脱硫之前。

火电厂的工艺布置如下图（图1）所示：图1：火电厂的工艺布置空气预热器之前的烟气和烟道有如下特点：1）粉尘非常含量特别高。

相对于美国燃煤电厂，中国燃煤电厂由于煤质和锅炉工艺原因，烟气中粉尘量通常高达20g/m3-50g/m3，相当数量的电厂粉尘量高达50g/m3 以上。

而美国电厂的粉尘量通常在10g/m3 以下。

2）烟气温度高。

烟气温度通常在350℃到400℃，这也是SCR 催化剂的工作温度。

3）烟道为1cm 的厚钢板矩形结构，通常对于一个350MW机组，烟道为A 和B 双烟道布置，矩形界面的长和宽通常为10米和5米。

脱硝系统中的氨逃逸控制分析及技术措施一、分析题目脱硝系统中的氨逃逸控制分析及技术措施二、分析原因或背景脱硝运行装置出口的烟气当中，主要含有氨及SO3物质。

两种物质可反应生成硫酸氢铵以及(NH4)2SO4，但是硫酸氢铵有着非常高的粘黏性，过多氨水在反应的过程中，会生成一种名为亚硫酸氢铵的物质，该物质具有较强的腐蚀性，与焦油相类似的油状物，可对预热器进行堵塞，并对蓄热元件产生一定的污染性，从而导致预热器发生污染、积灰以及栓塞的情况，从而导致机械设备的使用寿命缩减，从而增加了机械的维护工作，提高了运行维护投入。

其次烟气过剩的氨气与SO3反应得到的硫酸氢铵会粘附在除尘器的布袋上，从而对布袋造成堵塞，导致布袋压力差的增加，从而度除尘作用产生极大的影响，并增加机组的能够和对布袋的损坏。

引风机能耗的提高会在很大程度上增加厂的能耗，在高负载的情况下发生出力不足所导致的负荷达到上限，从而对机组的工作效率产生极大影响。

此外，还会导致引风机出现失速喘振的现象，这既会伤害风机，同时也会威胁机组的安全性，从而对经济收益产生影响。

三、分析内容1.烟气温度，反应温度过低，NOx与氨的反应速率降低，会造成NH₃的大量逃逸，但是，反应温度过高，氨又会额外生成NO，如果温度过高过低达不到反应效果，势必增加氨逃逸。

2.催化剂堵塞，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，催化剂局部堵塞、性能老化，导致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。

3.脱硝反应器供氨管道内部异物卡涩，反应器氨气调门全开后流量偏低或无流量，这是我厂去年两台机组的共性事件，因此还造成环保超标。

4.氨流量不均，烟气分布不均在锅炉的运行过程中，由于时间、负荷、烟气状态等的不同，使得烟气的流速及其所含NOx的量在烟气中也是分布不均的。

在氨流量均匀时，脱硝装置出口的氮氧化物含量和过剩氨气的浓度也是不同的。

大型热电联产机组烟气脱硝氨逃逸控制技术发展措施烟气脱硝是燃煤电厂继烟气脱硫之后中国控制工业锅炉污染物排放的又一重点领域。

我们通过对多家电厂的调查发现：在SCR脱硝运行过程中，虽然运行人员对氨逃逸的限制做了很多工作，但由于目前绝大多数燃煤电厂SCR脱硝系统氨逃逸分析仪表测量普遍不准确，或者根本不跟随喷氨流量或喷氨阀门的开度大小产生变化，而是以0.0ppm的直线一直画到底…等等，脱硝机组的氨逃逸监测系统基本上无法正常投入。

所以有效的控制氨逃逸，提高氨逃逸分析仪表的测量精度乃当务之急。

否则，就不可能真正实现对氨逃逸量的有效控制。

1 氨逃逸监测的重要性无论何种形式的SCR脱硝装置，准确的氨逃逸率数值监测，最大程度提高脱硝效率、检测氨在反应区内的空间分布及催化剂的堵塞及老化等方面都起着重要的作用。

由于氨逃逸率数值是影响SCR系统运行的重要参数。

在实际生产中，被喷射进入系统的氨通常多余理论氨，反应后烟气下游多余的氨被成为氨逃逸。

NOx 脱除效率随着氨逃逸量的增加而提高，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值。

氨逃逸率的增大虽然会提高脱硝效率，但也会造成还原剂的浪费，逃逸的NH3不仅容易引起催化剂中毒和污染环境，而且会与烟气中的水蒸汽、SO3发生反应生成硫酸氢铵，在反应器下游的设备和管道上沉积，引起堵塞、腐蚀和压降等问题，同时还会对催化床层金属支撑架造成腐蚀危害。

有研究测试结果表明：氨逃逸量达2ppm左右，空预器运行半年后其阻力增加约30%；氨逃逸达到3ppm，空预器运行半年后其阻力增加约50%，既费电有折寿，严重增加生产运行、维护成本。

对于应用SCR脱硝技术的电厂来说，如何用最小氨逃逸量来满足降低NOx的合格排放，这一课题十分重要；对SCR机组的可靠运行来说，对氨逃逸率数值限制的重要性不亚于比NOx转化率的限制，所以需要对氨逃逸率的数值进行严格监视及控制。

虽然许多燃煤电厂在脱硝运行效率比较低的情况下，氨气的逃逸率接近为零，但是在实际运行过程中氨逃逸是一直存在的；特别是随着催化剂活性的下降及尾部烟道中NOx浓度分部的不均匀等一系列问题的出现，都会造成氨逃逸量的逐渐增大；另外随着国家新的NOx排放新标准的出台及环保核查的越来越严格，NOx的排放浓度降低到100mg/Nm3以下，这样脱硝效率的升高必然导致氨逃逸量增大，所以氨逃逸分析仪的长期稳定运行及监测数值的准确显得尤为重要。

超低改造后SCR脱硝氨逃逸表问题分析及处理措施一、背景SCR脱硝技术是目前火电厂、钢铁厂等大气污染控制的主流技术之一，它能有效地减少NOx的排放，保护环境。

然而，工程实施过程中，由于各种各样原因，SCR系统可能会存在一些问题，其中之一就是氨逃逸。

二、问题现象超低排放改造后，SCR系统出现氨逃逸问题。

所谓氨逃逸，是指在SCR反应过程中，将NH3喷入烟气中，但部分NH3无法与NOx反应，流失到大气中。

氨逃逸会导致原本应该去除的NOx未得到很好的去除效果，从而对环境带来较大污染。

三、问题分析1.摆放位置不当一些电站在进行SCR系统摆放过程中，往往会不够注意SCR系统的摆放位置。

一些位置较为封闭且通风不良的地方，如在楼顶上、机组内等，摆放SCR系统会使NH3气体在经过反应后难以得到及时的分散扩散，也难以将反应产生的NOx及时的足量转化吸收，从而导致NH3的部分流失。

2.喷射系统问题喷射系统问题是造成氨逃逸的一个普遍原因。

如果压力不足、流量不均匀、喷嘴堵塞、喷嘴泄漏等问题出现，会导致SCR系统无法及时地喷入NH3，使得反应过程受到影响，从而出现NH3逃逸现象。

3.空气流量和温度不稳定空气流量和温度不稳定也是造成氨逃逸的重要原因。

当空气流量或温度不稳定时，会导致SCR反应上下游的NOx和NH3摩尔比例波动，进而引起SCR反应的稳定性下降，增加氨逃逸的发生机率。

四、处理措施1.合理摆放SCR系统电站在进行SCR系统的安装和摆放过程中，应该选择合适开敞的位置，如SCR机房、引风机的进风处等，以充分保证NH3气体在经过反应后能够快速的扩散、稀释到烟囱上。

同时，要保证空气畅通，确保NOx和NH3摩尔比稳定，降低氨逃逸的可能。

2.检查喷射系统电站需要定期检查SCR喷射系统的流量状态和喷嘴的状态，确保需要喷出的NH3能够正常的流入烟气中。

如果遇到问题及时解决，防止逃逸。

3.稳定空气流量和温度电站应该尽可能的控制空气流量和温度稳定，确保SCR反应上下流中NOx、NH3的比例稳定。

浅谈 SCR脱硝系统氨逃逸率高对脱硫系统的影响及对策摘要：火电企业SCR脱硝工艺过程中氨逃逸率高是一项较为突出的问题，氨逃逸高对下游的脱硫系统的稳定运行也造成了一定影响，本文中对SCR脱硝系统氨逃逸率噶对脱硫系统的影响进行了研究和探讨，并提出了相应的对策。

关键词：SCR脱硝系统；氨逃逸；脱硫系统；对策1、引言火电厂为了保证排放的烟气中NOx含量满足环保要求，通常采用烟气脱硝工艺来控制。

而SCR脱硝工艺因其具有良好选择性、较高效率和稳定性被广泛使用。

随着SCR脱硝系统运行时间的增加，由于脱硝系统设备维护不到位、运行参数控制不佳等各种因素造成实际运行中氨逃逸率偏大。

氨逃逸率高不仅降低了脱硝还原剂的使用率，影响脱硝系统的稳定运行，而且大量逃逸的氨在脱硫系统塔内聚集，对脱硫系统的正常运行也造成了严重的影响。

研究如何控制氨逃逸和采取一定的脱硫运行措施对保证脱硫系统的安全稳定运行具有重要的意义。

2、氨逃逸率高对脱硫系统的影响的氧SCR脱硝反应过程中，催化剂在催化降解NOx的同时也会对烟气中的SO2与烟中逃逸的氨反应生成硫酸氢氨和硫化起到一定的催化作用，反应生成的SO3酸氨。

部分硫酸氢氨、硫酸氨和未反应的氨随着烟气进入到脱硫系统中。

当脱硝系统的氨逃逸率较高时，铵盐不断在脱硫吸收塔内累积，严重影响脱硫系统的正常运行。

2.1影响脱硫系统石膏脱水大量未反应的脱硝还原剂随烟气进入到脱硫系统中，经过浆液循环泵喷淋层后带入到吸收塔浆液中，铵盐逐渐在吸收塔浆液中累积，铵盐累计到一定程度造成吸收塔浆液粘性增加。

吸收塔浆液在经过石膏旋流器旋流的过程中，因浆液粘性大，严重影响脱硫石膏旋流器的正常工作，大颗粒的结晶石膏无法通过石膏旋流器进行分离，造成石膏旋流器分离效率极低，大量石膏随顶流再次回到吸收塔内，造成吸收塔密度居高不下。

同时经脱硫真空皮带机脱出的石膏中含有大量析出的铵盐和游离水，严重影响石膏运输和销售，存在较大的环保风险。