燃煤電廠氨逃逸增高原因

自動調節性能不好。在變負荷時、啟停制粉系統時，噴氨量不能適應負荷和脫硝入口NOx的變化，導致脫硝出口NOx波動太大，導致瞬時噴氨量相對過大，從而引起氨逃逸增加。

脫硝入口NOx分布不均勻，與噴氨格柵每個噴嘴的噴氨量不匹配。導致出口NOx不均勻。導致局部氨逃逸高。

噴氨格柵噴氨不均勻，導致出口NOx不均勻。導致局部氨逃逸高。

測量系統不準確。一般SCR左右側出入口各裝一個測點，在測點發生表管堵塞、零漂時不具有代表性，導致自調系統噴氨過量。從而引起氨逃逸升高。包括NOx測點、氧量測點、氨逃逸測點。

測點位置安裝位置不具代表性。測點數量過少。安裝位置沒有經過充分的混合，會導致測量不準。另外測點數量太少，不能隨時比對，當發生堵塞、零漂時不能及時發現。

測點故障率高，當測點故障時，指示不準，引起自調切除，只能手調，難以適應AGC負荷隨時變動的需求。

在變負荷和啟停制粉系統時，脫硝入口NOx波動大，從而引起脫硝出口波動大，噴氨量波動大，引起氨逃逸。由于低氮燃燒器改造的效果差，在實際運行中，尤其在大幅度變負荷時，脫硝入口NOx變化較大，會加大脫硝自調的難度。

AGC投入時，普遍變負荷速率較快。為了響應負荷的快速變化，燃料量變化太快，風粉配比不能保證脫硝入口NOx穩定。引起大幅波動。

煙氣流場的不均勻，導致噴氨量與煙氣量不匹配。煙氣流速在煙道的橫截面各個位置不能均勻分布，尤其在煙道發生轉向后，各個部位風速不一致，會導致局部氨逃逸偏高。

煙氣溫度變化幅度大。在低負荷時，煙溫下降。局部煙溫太低，會引起催化劑活性下降，從而引起氨逃逸升高。

脫硝自調控制策略存在缺陷。測點反吹時，自調的跟蹤問題不能*解決。往往在反吹結束后，SCR出口NOx會有一個階躍，突然升高或突然降低，增加擾動和波動，增加氨逃逸。

催化劑局部堵塞、性能老化。導致單層催化劑各處催化效率不同，為了控制出口參數，只能增加噴氨量，從而導致局部氨逃逸升高。

由于SCR脫硝裝置處于煙氣的高灰段，氨逃逸表是利用激光原理測量，容易引起測量不準。測量技術不過關，不能準確反映氨逃逸情況，不能給運行一個有效的參考數據。由于原煙氣含灰量高達30-50g/m3，傳統的對射式氨逃逸分析儀無法穿透，并且由于鍋爐負荷的變化會導致光速偏移，維護量很大。而由于在較低溫度下（230℃以下），NH3和SO3會生成NH4HSO4，對于傳統的采樣管線抽取式氨逃逸分析儀的采樣管伴熱溫度不會超過180℃，所以在采樣管線中硫酸氫銨會快速生成，導致氨氣部分或全部損失，監測結果沒有實際意義。

液氨質量差。由于液氨的腐蝕性和有毒性，檢測很不方便。一般液氨的檢測由廠家自己檢測。因此，對液氨質量缺乏有效監督。現場經常發生供氨管道濾網堵塞的現象。也會造成噴氨格柵噴氨量的不均勻。從而影響氨逃逸。

新澤采用先進的TK-1100型激光氨氣分析儀（基于TDLAS技術）分析微量NH3。系統（包括測量池）采用全程加熱，保證樣品氣體溫度，防止有水析出而對NH3的大量溶解影響分析結果。探頭采用電加熱過濾探頭，在取樣出來就完成樣品的凈化，減小了后級預處理的負荷，大大降低了器件的故障率。系統設計有探頭自動反吹程序及儀表自動標零程序，正常運行后僅需要正常的巡檢即可。傳輸管線采用定制230℃以上高溫復合電伴熱管纜，并控制在2m以內（確保盡量少的NH3吸附），整個預處理全部集成在高溫加熱盒內，系統緊湊以避免長距離傳輸管路對NH3的吸附。

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