赵宏1，张发捷2，马云龙2，马宝林1，唐潇3，徐仁博1，罗通达1，
李成宝1，任传明1，于洁3，孙路石3
(1. 华能大连电厂，辽宁 大连 116033；2. 西安热工研究院有限公司苏州分公司，江苏 苏州 215153；
3. 华中科技大学 煤燃烧国家重点实验室，湖北 武汉 430074)
摘 要：研究了某燃煤电厂350 MW 机组SCR 系统氨逃逸在下游设备的迁移规律。现场试验发现，SCR 系统下游设备中空气预热器、低低温省煤器、电除尘器氨逃逸捕获率分别为总氨逃逸量的23%~26%、9%~17%和56%~62%，进入脱硫系统的氨逃逸不足总氨逃逸的3%；提高低低温省煤器出口烟温会导致氨捕获率降低，但下游电除尘器飞灰氨含量增多，表明其对氨的捕获性能提高，最终总的捕获比例基本保持不变。通过现场试验及数据分析，建立了电除尘器所捕捉飞灰中氨含量与SCR 出口氨逃逸的对应关系，当机组燃煤煤质大幅变化或对设备进行大幅改造等情况时，需要根据实际情况重新修正对应关系。关键词：燃煤电厂；SCR 脱硝；氨逃逸；飞灰；电除尘器DOI ：10.11930/j.issn.1004-9649.202006114
0 引言
氮氧化物是一种典型的大气污染物，会造成温室效应、臭氧层破坏、酸雨、雾霾等环境问题并对人的身体健康造成严重威胁[1]。煤炭燃烧是中国最大的氮氧化物人为排放源。据统计，2018年中国年发电量为69 947亿kW·h ，其中，燃煤发电量占比为64.1%[2]，燃煤电厂每年排放的NO x 占总NO x 排放量的35%~40%[3]。
为了保护环境，减少NO x 的排放，中国大部分地区都规定燃煤电站锅炉NO x 的排放浓度执行超低排放（质量浓度不高于50 mg/m 3）要求，故此，燃煤电厂几乎都安装了烟气脱硝装置。在众多脱硝方式中，选择性催化还原技术（selective catalytic reduction, SCR ）因其技术成熟、脱硝效率高等优点，在中国的脱硝市场中占有绝对的地位[4]。SCR 烟气脱硝技术是指在含氧的氛围下向烟气中喷入适量的还原剂（一般为NH 3、尿素或其他氮氢化合物），在催化剂的作用下，于300~420 ℃ 的温度范围内，选择性地与烟气中的NO x 反应以达到脱除NO x 的目的。正常运行的SCR 烟气脱硝装置脱硝效率为70%~90%[5]，超低排放形式下，部分燃煤机组锅炉SCR 运行实际脱硝效率高达95%，但同时氨逃逸控制难度急剧增大[6]，氨逃逸进入脱硝下游设备后会对系统运行造成不同程度的负面影响。
氨逃逸会对电厂运行带来一系列不良影响，如氨逃逸会与烟气中SO 3反应生成NH 4HSO 4与（NH 4）
2SO 4，前者会在空预器中沉积，导致空预器堵塞。二者对金属都有腐蚀能力，会腐蚀空预器、管道以及电除尘器等设备。当脱硫废水中的氨的质量浓度超过排放标准15 mg/mL 时，需对废水进行额外处理。2018年生态环境部发布的《恶臭污染物排放标准—征求意见稿》中规定，电厂烟囱（高度 ≥ 30 m ）氨的排放量最高不超过3.5 kg/h 。若氨逃逸量较大时，无疑会增大电厂运行成本，对烟气净化系统产生负担。此外70%~80%氨逃逸最终会吸附在飞灰中，可使飞灰中氨的质量浓度达到200~2 500 mg/kg ，这在一定程度上会限制飞灰的资源化利用[3, 7-13]。
本文通过在锅炉不同位置对飞灰和烟气进行采样分析，测试氨含量以掌握SCR 烟气脱硝系统运行中氨逃逸在下游烟气流程中的迁移规律，同
收稿日期：2020−06−08； 修回日期：2020−08−05。基金项目：中国华能集团有限公司科技项目(燃煤电厂SCR 机组氨逃逸迁移、危害及防治技术研究，HNKJ19-G43)
。
第 54 卷 第 1 期中国电力
Vol. 54, No. 12021 年 1 月
ELECTRIC POWER
Jan. 2021
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时建立脱硝出口烟气与电除尘器飞灰中氨含量耦合关系，从而形成有效的灰中氨预警体系，达到用简单易行且可靠的手段保证电厂机组安全、经济运行的目的。
1 试验与方法
1.1 电厂及煤质基本情况
本试验选取的350 MW 燃煤发电机组为亚临界、强制循环、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、四角切圆燃烧煤粉炉。烟气经过SCR 脱硝后，依次通过空气预热器、低低温省煤器、静电除尘装置和脱
硫装置，最终从烟囱排出。
SCR 烟气脱硝装置催化剂按“2+1”方式设计，但为了达到NO x 超低排放，电厂方将3层催化剂全部投入使用，在寿命期内3层催化剂整体设计脱硝效率≥85.7%。进行试验时，催化剂寿命已接近其化学寿命。
钼电极
电厂方提供的煤质数据见表1。
表 1 煤质基础性质
Table 1 Basic properties of coal
项目全水/%收到基灰分/%干燥无灰基挥发分/%收到基碳/%收到基氢/%数值17.1014.6228.6354.92
3.37常德水表厂
项目收到基氧/%收到基氮/%收到基硫/%收到基低位发热量/
（MJ·kg –1）
数值
8.80
0.82
0.37
20.82
1.2 试验工况
本试验进行了6组工况（见表2），其中，T1工况为250 MW 负荷下常规运行工况，在该运行工况下，烟囱处NO x 排放质量浓度约为35 mg/m 3。为探究加大喷氨量对氨逃逸、氨逃逸迁移以及飞灰吸附氨的影响，增大整体的喷氨量，该试验工况为T2工况。在T2工况下，烟囱处NO x 排放质量浓度约为20 mg/m 3。为测试低低省煤器运行对氨迁移的影响，设置了T3、T4工况，即在220 MW 负荷下，低低温省煤器常规运行入口烟气温度（即空预器排烟温度）约为135 ℃，出口烟气温度约为105 ℃。在T3工况中，将低低温省煤器出口烟温提升到120 ℃；在T4工况中，将低低温省煤器出口烟温降低到95 ℃。为了能够更好地探究SCR 出口氨逃逸浓度与电除尘器处飞灰含氨量
的对应关系，增设了180 MW 和220 MW 负荷下2个正常运行工况（T5和T6）。1.3 样品采集与分析
1.3.1 烟气中氨逃逸的采集与分析
在稳定工况条件下，试验分别在SCR 脱硝装置出口（测点1）、低低温省煤器入口（测点2）、低低温省煤器出口（测点3）、脱硫系统入口（测点4）、脱硫系统出口（测点5）设置氨逃逸测点对氨逃逸进行同时取样（见图1）。通过不锈钢管将烟道中的烟气引出，采用美国EPA 的CTM-027标准以化学溶液法采集氨逃逸，并记录
所采集样品的干烟气流量及O 2浓度。在实验室用离子谱分析溶液中NH 4+离子浓度，根据所采集的烟气流量和O 2浓度，计算各采集点处烟气中的干基氨逃逸浓度。烟气中的NH 3取样系统如图2所示。
图 1 氨逃逸测点布置
Fig. 1 Arrangement of measurement points
for slip ammonia
1.3.2 飞灰采集及测试
从电除尘器两侧各级灰斗取得飞灰样品，将飞灰带回实验室后进行灰中氨的溶出与测试。测试步骤如下。
（1）准确量取1 mL 的98%浓硫酸，加入除盐水中稀释，并用容量瓶定容至1 L ，得到1∶1 000的稀硫酸。（2）准确称取2 g 灰样，精确至0.1 mg ，
表 2 工况编号及对应信息
Table 2 Numbering and corresponding information
of working conditions
工况编号负荷/MW 工况类别T1250正常运行工况T2200增加喷氨量测试T3220低低温省煤器升温测试T4220低低温省煤器降温测试
T5180正常运行工况T6
220
正常运行工况
第 1 期赵宏等：燃煤电厂SCR 脱硝氨逃逸迁移规律试验研究
197
置于干燥洁净的200 mL 烧杯中。缓慢加入体积浓度为1∶1 000的稀硫酸100 mL ，加入过程避免飞灰被水流扬起逃逸出烧杯。（3）将烧杯口用膜封闭，在室温条件、磁力搅拌作用下浸泡2 h 。（4）2 h 后，将浸出液用滤纸过滤，澄清溶液再用离子谱专用的过滤头过滤后，测试NH 4+离子浓度。
2 结果与讨论
该电厂SCR 脱硝装置、低低温省煤器和电除尘器分为左右A 、B 侧两组，在试验前对机组进行摸底测试，发现B 侧的氨浓度较A 侧高，故氨迁移规律与飞灰氨含量测试均选取在B 侧进行。2.1 SCR 下游烟气中氨迁移规律
SCR 出口及下游烟道氨逃逸浓度及设备捕获比如表3所示。由于脱硫系统出口处的氨浓度已经很低，且该电厂采用海水脱硫工艺，使得烟气中Na +离子浓度远高于NH 4+离子浓度，在离子谱仪器测试时Na +离子峰掩盖NH 4+离子峰，无法得到准确结果，故此未列出测点5的数据。
有研究指出，假定烟气与飞灰质量比为100∶1并且烟气中存在的所有氨都沉积或吸附在飞灰上，那么飞灰中氨的浓度大约是烟气中氨浓度的50倍[14]，烟气中氨逃逸体积浓度大于2 μL/L 就可能导致飞灰中氨含量超过100 mg/kg ，导致飞灰难以销售[15]。由表3中数据可知，SCR 出口处的氨逃逸体积浓度在4.70 μL/L 及以上，根据本实验所
用煤种并假定氨逃逸全部吸附在飞灰中，这样的氨逃逸程度可能会使得飞灰中氨质量浓度达到195 mg/kg ，从而很可能使得飞灰中因氨含量偏高而限制飞灰的再次利用。
根据国外火力发电厂运行数据，在燃烧高硫煤的机组中，空预器发生堵塞时，SCR 脱硝装置的氨逃逸体积浓度均大于2~3 μL/L [16]。文献[17]的研究结果表明，当氨逃逸体积浓度在1 μL/L 以下时，NH 4HSO 4生成量很少，空预器的堵塞现象不明显；而当氨逃逸体积浓度为2 μL/L 和3 μL/L 时，空预器在运行半年后其阻力分别增加了30%与50%，同时引风机的运行也受到了一定影响。一般认为氨逃逸体积浓度控制在2 μL/L 以下能够有效抑制NH 4HSO 4的生成，保证电厂正常运行，故此德国、日本等国家的许多发电厂都安装了最大氨逃逸体积浓度为2 μL/L 的SCR 脱硝装置[18]。目前该机组空预器差压为1.5 kPa ，结合表中的氨逃逸程度可知，该电厂的空预器具有很大堵塞风险。
在T1~T4这4种工况下，烟气经过空预器、低低温省煤器和电除尘器后气相中氨的总捕获比均达到了97%以上，进入脱硫系统的氨不足总氨逃逸的3%。其中烟气经过空预器后，气相中氨捕获为23%~26
%，经过低低温省煤器后，气相中氨捕获为9%~17%，经过电除尘器后，气相中氨捕获为56%~62%。在各种工况下，各设备捕获气相氨比例相对固定，3种设备捕获率为电除尘器＞空预器＞低低温省煤器。文献[19-21]探究了电厂不同设备试验点飞灰氨含量，结果均表明电除尘器处飞灰氨含量最高，结合本次试验结果，表明电除尘器中飞灰对氨有较强的吸附作用。这主要
表 3 SCR 出口及下游烟道氨逃逸浓度及设备捕获比
Table 3 Slip ammonia concentration at SCR outlet, downstream flues and equipment capture ratio
工况测点1体积浓度/
(μL·L –1)
测点2体积浓度/
(μL·L ˗1)
空预器捕获比例/%测点3体积浓度/
(μL·L –1)
低低温省煤器捕获比例/%
测点4体积浓度/
(μL·L –1)
论表见代理电除尘器捕获比例/%
总捕获率/%T1 4.70 3.6023.40 2.8017.000.1257.097.4T2 6.90 5.1026.10 4.1014.500.2056.597.1T3 5.30 3.9026.40 3.409.400.1062.398.1T4
4.90
3.70
24.50
2.90
16.30
0.09
57.3
98.1
Fig. 2 Equipment for slip ammonia sampling
中国电力
第 54 卷
198
是因为电除尘器处烟气温度较低，且在其间有更长的停留时间，飞灰表面能够吸附部分水分子，这些因素促进了飞灰对氨的吸附[21]。
虽然增大喷氨量显著提高了烟气中的氨逃逸浓度，但各设备对氨的捕获比变化不大；升高低低温省煤器出口温度则会降低气相中氨的捕获比例，但同时电除尘器对气相氨的捕获比升高，这
可能是因为升高出口烟温导致了一部分本该在低低温省煤器中被飞灰捕获的氨跟随飞灰一起向下游移动，随着烟温降低，这部分氨又重新吸附在飞灰中，最终被电除尘器捕获；降低低低温省煤器出口温度对烟气中的氨浓度、各设备对氨的捕获比影响不大。由此可见，温度是影响各设备氨捕获的关键因素之一。
2.2 飞灰中氨含量变化规律
运行过程中发现，电除尘器飞灰含氨量波动较大，这与美国电力科学研究院（EPRI）对美国电厂的调
查相符[7]。EPRI的研究发现，飞灰中氨的吸附量在不同机组之间有所差异，甚至在同一机组、同一除尘器的不同灰斗之间飞灰含氨量也有所不同，这是因为影响飞灰中氨含量的因素是复杂多样的，飞灰成分、烟气温度、灰颗粒尺寸、烟气的流场分布、飞灰的停留时间等因素共同决定着氨在飞灰中的吸附量[7]。文献[22]的研究中也发现了类似现象，认为飞灰含氨量与脱硝工艺的设计和实际运行情况密切相关，因而试验测试过程中应该对飞灰进行多次取样进行分析。
试验过程中，当工况条件稳定后，采集电除尘器1电场和2电场飞灰样品并测试样品中氨含量，检测结果如表4所示。可以看出，增大喷氨量后飞灰中氨含量明显升高，浓度增加到＞260 mg/kg。而提高低低温省煤器出口温度后也使得电除尘器飞灰含氨量增加，这与T3工况下，低低温省煤器对氨的捕获比降低，电除尘器对氨的捕获比升高结果相符。
表4中数据显示，该电厂飞灰含氨量普遍在150 mg/kg以上，这样的氨浓度对飞灰的再利用造成了不良影响。在美国普遍认为资源化的飞灰含氨量不应该超过100 mg/kg，而在德国这个数值更低，为50 mg/kg[23]。在空气不流通的环境下使用含氨量高于200 mg/kg的飞灰作为水泥、混凝土掺合料时，其释放的氨味让人难以接受，甚至会在一定程度上影响工人健康，文献[14]认为，为了确保不出现任何问题，资源化飞灰的含氨量不应超过100 mg/kg。中国目前还尚未有关于资源化飞灰含氨量的规定，但越来越多的厂家已经注意到了飞灰中的氨会影响飞灰品质并释放氨味。
2.3 SCR出口氨逃逸浓度与电除尘器处飞灰含
氨量对应关系
为能够更好地探究SCR出口氨逃逸浓度与电除尘器处飞灰含氨量的对应关系，对工况T5和T6下SCR脱硝装置A侧出口烟气氨逃逸浓度和A侧电除尘器中飞灰氨含量进行了进一步测试。结果显示，T5、T6工况下SCR脱硝装置A侧出口烟气氨逃逸体积浓度分别为1.3 μL/L、2.2 μL/L；A侧除尘器1电场飞灰氨含量分别为38 mg/kg、101 mg/kg；2电场飞灰氨含量分别为47 mg/kg、86 mg/kg。
图3和图4为SCR出口烟气氨逃逸浓度和电除尘器中飞灰氨含量对应关系。由图3和图4可以看出，1电场和2电场飞灰样品含氨量与SCR出口烟气氨逃逸间有明显的线性关系。政治权利是什么
由上述分析可知，该电厂SCR出口烟气氨逃逸浓度与电除尘器中飞灰含氨量有明显的对应关系。文献[14]中提到如果烟气中存在的所有氨都沉积或吸附在飞灰上，则飞灰中氨的浓度大约将是烟气中氨浓度的50倍，试验得出的数据与之相比有一定差距，可见除去很小一部分进入脱硫系统的氨外，其余的氨并未全部沉积或吸附在飞灰上，而是以其他形式被电厂设备所捕获。
本试验中的电厂机组，SCR出口烟气氨浓度与电除尘器2电场飞灰含氨量对应系数变化范围为36.13~39.09，平均值为37，这与文献[7]中提到的70%~80%的氨逃逸残留在飞灰中相符。
由于飞灰中氨含量是多种因素共同作用的结果，对于其他机组需另外取样分析得出对应关系，即使是该机组，当发生燃煤煤质大幅变化或
表 4 灰中氨测试结果
Table 4 Test results of ammonia in ash
七夕之国mg/kg 位置
工况
T1T2T3T4T5T6 1电场189279120159233123
2电场173269249178226112
第 1 期赵宏等：燃煤电厂SCR
脱硝氨逃逸迁移规律试验研究
199
对设备进行大幅改造等情况时，也需要根据实际情况重新修正对应关系。
3 结论
（1）通过分析SCR 出口及下游烟气中的氨浓度得出了氨逃逸迁移规律：SCR 脱硝系统下游设备中空预器氨逃逸捕获率为23%~26%，低低温省煤器氨逃逸捕获率为9%~17%，电除尘器氨逃逸捕获率为56%~62%，进入脱硫系统的氨逃逸很少，不足总氨逃逸的3%；氨逃逸情况的变化对各设备对氨的捕获影响不大，各设备捕获比例相对稳定。
（2）降低低低温省煤器出口温度对各设备捕获氨的影响不大，但提高低低温省煤器的出口烟
温会显著降低低低温省煤器捕获烟气中氨逃逸的比例，同时电除尘器捕获氨的比例增加，电除尘器处飞灰含氨量增大，进入脱硫系统的氨逃逸变化不大。这可能是因为提高低低温省煤器出口烟温导致了一部分本该被低低温省煤器捕获的氨跟随飞灰一起向下游移动，随着烟温降低，这部分氨又重新吸附在飞灰中，最终被电除尘器捕获。
（3）SCR 出口烟气氨浓度与电除尘器飞灰含氨量有明显的对应关系。对于本试验中的电厂机组，SCR 出口烟气氨浓度与电除尘器2电场飞灰含氨量对应系数变化范围为36.13~39.09，平均值为37。建立这样的对应关系有助于弥补目前电厂检测氨逃逸手段的不足，更深入地了解氨逃逸情况，对于电厂的经济、安全运行有现实的指导意义。
（4）飞灰中氨含量是多种因素共同作用的结果，所以，不同的机组需要另外取样分析得出对应关系，即使是同一机组，当发生燃煤煤质大幅变化或对设备进行大幅改造等情况时，也需要根据实际情况重新修正对应关系。
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Fig. 3 The corresponding relation of ammonia in the first
无意注意
electric field of electrostatic precipitator
Fig. 4 The corresponding relation of ammonia in the second electric field of electrostatic precipitator
中国电力
第 54 卷
200
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