SCR脱硝系统性能及空气预热器阻力上升分析

一般，SCR出口氨逃逸浓度与脱硝效率呈正相关，与出口NOx浓度呈反相关，图4结果恰恰反映了这一观点，即在A2、A4、B4、B6监测点，氨逃逸质量浓度非常高，最高达到32.91mg/m3，对应监测点的NOx质量浓度非常低。

某电厂6号机组SCR反应器出口A、B侧氨逃逸在线表计为西门子LDS6氨逃逸激光分析仪，分别安装在A、B反应器出口外部角落位置。测试期间，DCS上显示氨逃逸表分析仪数据无较大的变化，分别为1.73mg/m3、0.72mg/m3左右。

通过查阅该电厂DCS数据发现，近一年多来A、B侧在线氨逃逸数据也在这一区间且波动很小。分析认为其原因应为催化剂吹灰振动、高含尘工况不稳定，造成原位对穿测量激光投射率低，且在线表计安装在角落位置，该位置也是烟气流速较低和喷氨量相对较低区域。

上述DCS数据与表1、图4中测试的氨逃逸数据严重不符，给电厂运行人员错误信息，误以为该机组SCR脱硝装置经过超低排放改造，在NOx95.0%以上脱除率情况下，各项性能指标也运行良好。

特别需要指出的是，该电厂在年终环保因子排名考核的压力下，于2017年下半年主动加压，将总排放口NOx质量浓度控制在个位数以内，如2017年12月NOx月均质量浓度仅为9.9mg/m3。从图1也可以看出，2017年下半年该机组A、B侧空预器出口烟气阻力增长速率明显加快。

SCR脱硝装置长期在过量喷氨下运行，给机组SCR脱硝催化剂、下游空预器、低温省煤器、电除尘器和引风机均带来严重的不良影响，造成催化剂失活、空预器堵塞、电除尘器收尘板结垢、引风机叶片结垢和低温省煤器集灰等。

5NOx稳定超低排放策略

燃煤电厂机组在进行超低排放改造后脱硝装置运行控制困难增大，极易出现NOx排放浓度不达标或氨逃逸超标，造成其下游设备如空预器、引风机硫酸铵盐沉积和腐蚀加剧等问题。制订合理的燃煤电厂NOx大气污染物排放控制指标并为电厂运行人员提供科学依据显得尤为重要，以下仍以某电厂6号机组为例，对这一问题进行分析。

某电厂6号机组超低排放改造前后SCR出口数据对比和催化剂活性、主要化学成分对比结果如表2和表3所示。

由表2可见，该机组超低排放改造后，脱硝系统脱硝效率明显提高，NOx浓度平均水平整体减小，但是过量喷氨和出口NOx浓度值过低，在一定程度上加剧了氨逃逸浓度高和反应器出口NOx分布相对标准偏差大问题。

表2某电厂6号炉超低排放改造前后脱硝出口数据对比

表3某电厂6号机组超低排放改造前后催化剂活性和主要化学成分对比

脱硝催化剂是脱硝技术的核心之一，对超低排放改造前后不同运行时间催化剂的活性和主要化学成分进行测试。

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