据的汇总分析，指出不同燃烧方式以及运行控制方式下，脱硝系统出口氨逃逸存在差异，导致空气预热器等下游设备硫酸氢铵（ABS）堵塞情况存在明显差异，说明从锅炉燃烧、脱硝设备、烟气流动与混合等方面进行全过程优化管理的必要性及重要性。针对脱硝系统超低排放改造后集中出现的空气预热器ABS堵塞等次生问题，建议采用全过程管理理念，从源头控制氨逃逸，提高脱硝系统运行水平。
机组经过超低排放改造后，普遍出现空气预热器（空预器）硫酸氢铵（ABS）堵塞和电除尘设备飞灰黏附，严重者甚至出现机组带负荷能力受限、NOx及烟尘排放难以达标等问题，且ABS具有一定的腐蚀性会造成设备腐蚀，影响机组安全运行。
本文通过汇总分析国内多台机组脱硝运行情况，对影响选择性催化还原（SCR）烟气脱硝系统性能的主要因素，如脱硝还原剂与烟气的混合程度及分布、氨氮摩尔比、NOx质量浓度、烟气温度等进行分析，结合实际案例提出相应优化措施，为解决机组超低排放改造后脱硝系统运行次生问题提供参考。
1脱硝系统全过程分析
1.1NOx质量浓度分布
锅炉不同燃烧方式下（切圆、旋流、拱式燃烧等），省煤器出口NOx质量浓度及分布差异较大，为此采用统计学方法中的四分位距（IQR）描述其分布情形。
对于切圆燃烧锅炉，SCR脱硝系统入口NOx质量浓度分布较为集中，其IQR在8~41mg/m3之间；对于旋流燃烧锅炉，NOx质量浓度分布相对集中，IQR在27~79mg/m3之间，部分机组达到119mg/m3；对于拱式燃烧锅炉，NOx质量浓度分布比较分散，IQR最小为84mg/m3，最大达到387mg/m3。不同锅炉燃烧方式下的NOx质量浓度分布如图1所示。NOx质量浓度四分位距和均值之比（IQR/Mean）与NOx质量浓度分布相对标准偏差（CV）存在相关关系，具体如图2所示。图中O表示切圆燃烧，H表示旋流燃烧，W表示拱式燃烧
图1不同燃烧方式下SCR脱硝系统入口NOx质量浓度分布
图2NOx质量浓度分布偏差分析
1.2NOx平衡质量浓度
NOx平衡质量浓度应结合锅炉燃烧及脱硝装置综合确定，以防止低氮运行方式下出现锅炉高温腐蚀、可燃物含量高、CO质量浓度上升等问题。表1为某630MW机组不同工况运行参数。由表1可以看出：随着SCR脱硝系统入口NOx质量浓度降低，锅炉效率也随之降低，这主要是由于低氧量运行方式下锅炉未燃碳及CO热损失升高；增加风量后，上述热损失明显降低，锅炉效率增加，但SCR脱硝系统入口NOx质量浓度也随之升高，导致脱硝喷氨量增加，同时氨逃逸量也随之增加（图3）；当脱硝系统氨逃逸量超出一定限值时，会造成空预器设备堵塞，此时空预器差压会快速上升，导致风机电耗增加。
表1某630MW机组不同工况运行参数
图3不同NOx质量浓度下锅炉效率、喷氨量及氨逃逸量关系
NOx平衡质量浓度可按照以下步骤确定：
1）评估经喷氨优化调整后的脱硝装置潜能，据此可计算不同NOx质量浓度对应的氨逃逸量；
2）结合烟气条件，评估不同氨逃逸量对空预器堵塞的影响，定性评价空预器阻力变化情况；
3）将锅炉效率及风机电耗转换为煤耗数据；
4）按氨耗及煤耗之和最省原则确定NOx平衡质量浓度。
在NOx平衡质量浓度确定过程中，并非所有因素均能转化为经济效益进行比对，在具体项目中应根据实际情况确定各项因素的权重，对关键因素有所侧重。
1.3空预器ABS堵塞
SCR脱硝系统运行产生的氨逃逸量与SO3质量浓度增加是造成下游空预器ABS堵塞、引风机电耗增加的主要因素。ABS沉积程度可由式(1)评估。
图4为2层催化剂条件下，脱硝装置运行3个月内空预器烟气侧阻力情况，其与氨逃逸量及煤中折算含硫量相关性明显。由图4可见，空预器阻力高值多分布于高硫煤、高氨逃逸量区域。燃用低硫煤种时，空预器阻力较易控制，氨逃逸限值可适当放宽，而高硫煤种空预器阻力上升明显，需严格控制氨逃逸量。
图4空预器阻力与氨逃逸量及含硫量关系
图5为不同催化剂层数下空预器烟气侧阻力情况（运行3个月内）。针对不同的排放标准分别采用2层或3层催化剂时，空预器烟气侧阻力均值约为1400Pa；但高NOx质量浓度机组超低排放布置4层催化剂时，空预器阻力增加明显，统计均值达到1740Pa。这一方面是由于高脱硝效率下氨逃逸量控制难度加大，另一方面4层催化剂下SO2/SO3转化率也相应升高，ρ(NH3)×ρ(SO3)增大导致空预器ABS堵塞情况相对严重。
图5空预器阻力与催化剂层数关系
图6为不同燃烧方式下空预器烟气侧阻力情况（运行3个月内）。由图6可见：旋流与切圆燃烧锅炉相比，前者空预器差压平均偏高约180Pa；旋流燃烧锅炉SCR脱硝系统入口NOx质量浓度分布均匀性较差，且不同工况分布趋势不同，使得喷氨格栅适应性较差，导致局部氨逃逸量峰值增加、空预器阻力升高；对于拱式燃烧锅炉，上述影响尤甚，且在燃用无烟煤/贫煤时NOx质量浓度偏高，高脱硝效率导致氨逃逸量较大，使得空预器阻力明显偏高。通过实例分析可以看出，降低SCR脱硝系统入口NOx质量浓度，同时提高其分布均匀性，可以减少氨逃逸量，是预防空预器ABS堵塞的有效手段。
图6空预器烟气侧差压与锅炉燃烧方式的关系
1.4氨氮摩尔比分布
NOx质量浓度分布偏差越大的机组，空预器发生ABS堵塞的概率越大。根据相关研究，当脱硝效率要求达到93%时，即使氨氮摩尔比均匀性达到2%，氨逃逸量也仅能控制在2µL/L；如果脱硝效率降至85%，当氨氮摩尔比均匀性系数分别为2%及8%时，氨逃逸量均小于1µL/L，且后者仅偏高0.5µL/L。可见，脱硝效率低时氨逃逸量更容易控制。
正常运行中，对喷氨格栅进行定期优化调整是提高氨氮摩尔比分布均匀性的常用手段。对于本文统计的不同燃烧方式的机组，脱硝喷氨优化效果不同，喷氨优化前后氨逃逸量峰值如图7所示。
图7不同燃烧方式下锅炉喷氨优化前后氨逃逸量峰值
由图7可见：切圆燃烧锅炉脱硝喷氨优化调整后，局部氨逃逸量峰值均可控制到3µL/L以下；旋流燃烧及仓储制粉机组局部氨逃逸量峰值可控制到7µL/L以下；而拱式燃烧锅炉氨逃逸量最难控制，案例中局部峰值可达21.3µL/L。这也是不同燃烧方式下锅炉空预器阻力存在差异的主要原因。
常见的氨喷射装置（AIG）主要有格栅式、混合型及涡流型3类，这3类氨喷射系统的优势和适应范围各异。执行NOx超低排放标准后，SCR脱硝系统脱硝效率进一步提高，国内部分采用混合型及涡流型AIG的脱硝系统无法满足相应的氨氮摩尔比分布均匀性的要求。目前，已有电厂对脱硝系统AIG进行了优化改造，可明显改善氨氮摩尔比分布均匀性，但对拱式燃烧、部分旋流燃烧锅炉，还需采取提高省煤器来流烟气分布均匀性的措施。
某W型火焰锅炉，设计燃用无烟煤和贫煤的混煤，满负荷运行时NOx质量浓度约1000mg/m3，最高达1300mg/m3，采用SNCR+SCR脱硝系统实现超低排放。受磨煤机组合及SNCR投运影响，脱硝反应器截面最高及最低NOx质量浓度差值达600mg/m3。高NOx质量浓度区域易超出催化剂设计脱硝能力；而低NOx质量浓度区域催化剂无法充分发挥性能，制约脱硝效率的提升，且该区域氨逃逸量过大。为改善来流烟气中NOx质量浓度分布均匀性，该厂在省煤器出口至脱硝系统AIG入口之间烟道内增设烟气混合装置，以提高烟气分布均匀性。改造前后SCR脱硝系统入口NOx质量浓度分布对比如图8所示。
图8改造前后SCR脱硝系统入口NOx质量浓度分布
由图8可见，改造后SCR脱硝系统入口NOx质量浓度分布均匀性明显提高，AIG适应性得以改善，空预器冲洗间隔延长3~6个月。
1.5喷氨量控制
根据某机组脱硝系统超低排放改造前后测试数据，分别计算脱硝系统潜能P，据此分析不同NOx排放质量浓度下氨逃逸量的变化情况，结果见表2。由表2可见：使用2层催化剂时，脱硝潜能为2.95，当NOx排放质量浓度分别控制在80、60mg/m3时，对应氨逃逸量分别为0.9、1.4µL/L；增加备用催化剂层后，脱硝潜能提升至3.12，在入口NOx质量浓度相同情况下，NOx排放质量浓度控制在40、20mg/m3时，对应氨逃逸量分别为1.6、3.6µL/L。可见，满足超低排放控制标准时氨逃逸量增幅较大，即当氨氮摩尔比超过一定值后，继续增加喷氨量，脱硝效率提高趋缓，而氨逃逸量会快速升高。如果以氨逃逸量≤3µL/L作为基准，那么超低排放背景下该机组脱硝系统出口NOx质量浓度应控制在23~50mg/m3，随着催化剂性能的衰减，NOx排放质量浓度下限将逐渐提高，因此超低排放对喷氨控制水平要求更高。可见，超低排放要求下脱硝系统精细化管理非常有必要。
表2脱硝系统出口NOx质量浓度对氨逃逸量的影响
目前，对脱硝喷氨量的控制多采用前馈+反馈的控制思路。对机组负荷变动过程中的NOx质量浓度进行预估，提前调节喷氨量。除了对脱硝侧喷氨控制进行优化外，也可对燃烧侧进行优化，在兼顾燃烧、主蒸汽温度等因素的同时，从源头减小NOx质量浓度波动，尤其在当前燃煤机组深度调峰、负荷快速响应背景下，燃烧动态优化调整显得尤为必要。某机组通过对燃烧器摆角控制逻辑、过热度设定值、总风量前馈量、风门开度等进行优化，以改善机组动态特性，优化后在机组升降负荷过程中省煤器出口NOx质量浓度波动幅度明显减小，有利于脱硝系统的稳定控制。动态特性优化前后NOx质量浓度波动情况对比如图9所示。燃烧调整可以同时降低NOx质量浓度及其波动幅度，是氨逃逸源头治理的必要措施。
图9动态特性优化前后NOx质量浓度波动对比
1.6低负荷运行
SCR脱硝催化剂运行温度区间与烟气条件有关，为达到相同的脱硝效率，不同空间速度对应的适宜温度不同，空间速度高对应温度要求较高，而空间速度低的温度相应较低，其适宜的反应温度窗口为315~400℃。烟气温度越高，脱硝效率也越高，但同时SO2/SO3转化率也会相应升高。
表3为某机组高中低负荷下的脱硝性能数据。由表3可见，虽然低负荷下烟气温度低导致脱硝反应活性降低，但烟气流速的降低弥补了催化剂活性降低的影响，低负荷运行时氨逃逸量往往低于高负荷。
表3不同负荷下机组脱硝性能
对脱硝系统运行温度下限的控制主要考虑催化剂微孔中ABS结露堵塞的影响。结露是ABS随温度变化的一种化学特性，与催化剂成分无关。制定低负荷运行方案时，首先应根据烟气条件确定催化剂最低连续运行温度（MOT），该温度与烟气条件有关。MOT与烟气NH3和SO3体积分数的关系如图10所示。当催化剂在MOT和ABS结露温度
之间短时间（数小时）运行后，催化剂可以通过在MOT条件下运行恢复活性；如果低于ABS结露温度运行，催化剂则无法在MOT下恢复活性，催化剂恢复活性则需更高的温度及更长的运行时间；如果长时间在ABS结露温度以下运行，催化剂有可能出现不可逆失活。
图10MOT与烟气NH3和SO3体积分数的关系
当烟气温度低于MOT较多（超过20℃）时，需通过现场设备改造提高SCR脱硝系统入口烟气温度。一般采用省煤器烟气调温旁路方案（图11），该方案投资较低，提温幅度大于30℃，但需注意旁路烟气与主路烟气的均匀混合，防止出现烟气混合后温度分层问题。某额定容量为393MW的亚临界机组，采用省煤器烟气旁路提升SCR脱硝系统入口烟温。改造后，在机组并网时，烟道截面平均烟温可由改造前的285℃提高至324℃，但烟气温度分布均匀性较差，截面最高烟温为392℃，最低为277℃，温度偏差在–47～68℃。
图11调温旁路开启后SCR脱硝系统入口烟温分布
2结论与建议
1）SCR脱硝装置布置于省煤器与空预器之间，其性能状况受来流烟气条件影响明显；超低排放背景下，因氨逃逸造成的ABS等次生问题愈加突出。
2）不同燃烧方式下，省煤器出口NOx质量浓度和氨逃逸量分布差异较大，导致空预器阻力情况不同，同时喷氨优化对氨逃逸改善效果也存在差异。
3）NOx平衡质量浓度应结合锅炉燃烧、风机电耗、氨耗等综合确定，以整体提高脱硝设备及锅炉运行水平。
4）建议将锅炉燃烧、脱硝设备、烟气流动与混合以及催化剂作为整体，对脱硝设备进行全过程优化管理，从根源上控制氨逃逸，缓解空预器ABS堵塞。
5）制定脱硝低负荷方案时，应首先确定MOT，根据烟温差值选择相应的运行或改造方案。
原标题：SCR烟气脱硝系统运行全过程数据分析
