全负荷脱硝氨逃逸率与SO3转化率的变化

2试验参数

2.1试验煤种

试验煤种为优混煤，主要煤质指标见表1。

2.2试验工况

试验分别在330、250、165、130MW(最低可运行负荷)4个负荷下进行，其中165MW负荷下还切除了高加(高压加热器)以单纯降低SCR烟温，分析烟气量等其它参数不变情况下烟温对氨逃逸率和SO3浓度的影响。

由于负荷变动范围较大，难以全负荷控制相同的氧量，试验中各负荷氧量保持常规运行值，通过调整燃尽风率控制SCR入口NOx浓度基本上在220mg/m3(@6%O2)左右，以消除SCR入口NOx浓度对氨逃逸的影响因素，并控制脱硝效率基本一致(65%)。试验中，撤出AGC和给煤自动，以保持燃烧状态稳定。

2.3烟气中NH3和SO3浓度测量方法

NH3和SO3浓度采用化学法测量，烟气采样流程如图2所示。SO3的采样采用控制冷凝法使SO3冷凝沉积在玻璃盘管内(控制出口温度85℃)，然后用80%异丙醇溶液清洗[22]。NH3的采样采用吸收法，以0.0025mol/L浓度的稀硫酸作为吸收液，在气泡吸收瓶内吸收。

采样枪用自制可控超高温伴热的方式，在采样枪入口处进行粉尘过滤，防止灰分在采样管内沉积并对烟气组分产生干扰，控制采样瓶进口烟气温度与实际烟温基本一致，防止SO3和NH3在进入采样瓶之前反应与凝结，提高采样烟气的保真度。

采用钍试剂分光光度法测量SO3清洗液中SO42-的浓度[23]，采用靛酚蓝分光光度法测量NH3吸收液中NH4+的浓度[24]。2个SCR烟道都进行相关参数的测量，以验证测量的可靠性。

在每个SCR烟道中，NOx浓度、氧量、烟温采用网格法测量并取平均值；NH3、SO3采用2套相同的仪器同时测量2点并取最大值，其中每个吸收样品平行进行3次制样分析并取平均值(有较大误差时重新制样分析)。SO2浓度采用脱硫系统入口的DCS数据。由于NH3、SO3实际浓度是影响空预器安全运行的直接因素，所以并不将NH3、SO3浓度折算到6%O2基准下。

3试验结果及分析

3.1负荷对SCR烟温的影响

随着负荷的下降，SCR烟温逐渐降低，变化趋势如图3所示。A、B两侧烟温基本接近且变化趋势完全一致，负荷从330MW下降到130MW，两侧平均烟温从366.0℃下降至295.3℃，负荷越低，烟温下降速度越大。根据烟温曲线，负荷约140MW时，烟温接近300℃，根据设计要求，此时SCR处于可投运临界点。

3.2负荷对氨逃逸率的影响

在全负荷范围内，氨逃逸率变化如图4所示，两侧脱硝系统的氨逃逸率基本接近，氨逃逸率都小于设计最大限值3μL/L。

根据文献[16]的工业试验结果，SCR反应器内烟温降低使催化剂活性下降，导致反应效率下降，但SCR反应器内烟气空速比下降，烟气在催化剂间的停留时间增加可以使反应效率上升。在负荷降低时，催化剂活性和空速比上升对反应效率的作用相反，实际反应效率是两者平衡的结果。

根据试验结果，在165MW(50%)负荷以上时，氨逃逸率随负荷降低的变化呈下降趋势，说明此时平衡朝反应效率增加的方向移动，空速比下降对反应效率的影响大于催化剂活性的影响；当负荷低于165MW时，氨逃逸率又呈一定的上升趋势，说明此时平衡朝反应效率降低的方向移动，催化剂活性降低对反应效率的影响更大，空速比对反应效率的影响减弱，这一规律与文献[16]结果基本一致。

低负荷时氨逃逸率虽然有所上升，但是仍低于高负荷下的氨逃逸率，并没有出现大幅度上升的现象。

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