燃煤电站脱硝系统氨逃逸及其衍生细颗粒物排放特征综述
电站燃煤锅炉SCR烟气脱硝喷氨优化控制分析
电站燃煤锅炉 SCR烟气脱硝喷氨优化控制分析摘要:污染是一个全球问题，它会导致温室效应，破坏臭氧层和形成酸雨。
我们国家对的排放做出了严格的限制。
另一方面脱硝所用液氨的价格较贵，给对电厂的经济运行带来了挑战。
锅炉脱硝系统的正常运行对于整个发电厂的环保和经济运行都有着非常重要的影响。
本文通过对发电厂脱硝系统运行中存在的问题进行总结与分析,提出了一些有效的优化调整措施,希望在满足严苛环保要求下保持脱硝系统的经济运行。
关键词:脱硝系统；超净排放；精准喷氨引言为达到国家环保超净排放标准的严格要求(30万千瓦及以上公用燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保指标,即在基准氧含量6%条件下，氮氧化物排放浓度分别不高于50毫克/立方米),华能井冈山电厂一期两台30万千瓦燃煤机组采用选择性催化还原(SCR)工艺烟气脱硝系统,锅炉配置2台SCR反应器,采用纯度为99.6%的液氨做为脱硝系统的反应剂。
SCR反应器布置在省煤器与空预器之间的高含尘区域。
脱硝系统在机组并网运行期间保持连续运行，运行人员既要确保脱硝系统出口浓度在标准要求之内，又要满足脱硝系统节约经济运行的要求。
所以要对机组脱硝喷氨进行优化控制，实现精准喷氨，既满足于严苛的环保要求，又能节约液氨消耗的成本，助力我厂实现绿色节能型电厂的建设。
一SCR脱硝系统简介我厂一期锅炉烟气脱硝装置布置在炉外，呈露天布置，采用高粉尘布置的SCR工艺，即将SCR反应器布置在省煤器之后、空预器和电除尘之前。
脱硝系统布置有三台稀释风机，一台运行，两台备用。
氨气与空气混合后被喷入反应器中，与反应器中的氮氧化物发生反应。
烟气中所含的全部飞灰和均通过催化剂反应器，的去除率可达到80%～85%。
每台锅炉配置两台SCR反应器,采用蜂窝式催化剂,按“2+1”模式布置三层催化剂。
SCR的化学反应机理比较复杂，催化剂选择性主要是指在有的条件下被氧化，而不是被氧化，SCR反应是选择性反应生成，而非其他的含氮氧化物。
脱硝氨逃逸危害、影响因素及控制调整
脱硝氨逃逸危害、影响因素及控制调整摘要：烟气脱硝装置(SCR)是目前各大火电厂重要的环保设施。
为控制脱硝过程中氨的使用量及保护设备，必须监测SCR出口的氨逃逸量，并且要通过运行方式的优化来控制氨逃逸率。
现对氨逃逸的危害及控制措施进行总结。
关键词：脱硝；环保；氨逃逸；危害引言在SCR脱硝工艺中，氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中，在催化剂的作用下将烟气中NOX分解成为N2和H20[1]。
随着锅炉装置运行时间的增加，催化剂的效率降低，且环保要求日益严格，为控制脱硝出口NOX不超标，增大氨气量，造成氨逃逸高于设计指标，严重影响锅炉健康运行。
停炉期间检查锅炉空预器有不同程度腐蚀和堵塞。
一、氨逃逸率高的危害氨逃逸率是影响SCR系统运行的一项重要参数，合理控制氨逃逸率至关重要。
因为如果控制不好，不仅使脱硝成本增加，而且机组安全运行也受到威胁。
其危害性主要表现在以下几个方面：1、造成环境污染，影响环保指标按照《火电厂烟气脱硝技术导则》(DL/296-2011)“采用SCR工艺的脱硝装置氨逃逸浓度不宜大于2.3mg/m3”。
2、空气预热器换热面腐蚀、积灰堵塞SCR系统正常运行时，反应器内残余的NH3与烟气中的SO3和H2O形成硫酸氢铵（NH4HSO4)，硫酸氢铵是强腐蚀物，它在烟气温度为230℃时，开始从气态凝结为液态，对空气预热器中温段和低温段形成强腐蚀。
硫酸氢铵具有很强的黏结性，通常迅速黏在传热元件表面进而吸附大量灰分，造成空气预热器堵灰。
同时，烟气中约有1％的SO2被SCR催化剂转化为SO3，加剧了空气预热器冷端腐蚀和堵塞的可能。
3、引风机电耗增加由于尾部烟道以及空预器积灰堵塞，使引风机出力的增加带来了厂用电率的增加，高负荷时出力的不足造成加负荷受限，影响炉机效益。
低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压大幅波动，危机机组安全运行。
同时由于空预器堵塞不均匀，引起一、二次风圧和炉膛负压周期性波动，堵塞严重时造成机组被迫停炉检修。
电厂锅炉脱硝系统氨逃逸危害、影响因素及运行调整
A侧反应器
喷氨 流量
氨逃 逸率
mg/Nm3
ppm
180
0.2
360
163
55
180
0.1
314
167
34
180
0.2
催化剂 压降
kPa 0.21
0.4 0.19
烟气量
NM’/h 949579 1520222 865668
常态负荷 最高负荷 最低负荷
机组负荷
MW 360 600 320
表3 2015年03月25 H 1号锅炉脱硝数据表
SO3+NH3+H2O->NH4HSO4 SO3+NH3+H2O->（NH4） 2SO<
某电厂由于氨逃逸增大导致空气预热器腐蚀、堵塞情况如 图1所示。
图1某电厂由于氨逃逸增大导致空气预热器腐蚀、堵塞情况 113
系统应用 SYSTEM APPLICATION
表1 2号锅炉2015年和2016年氨逃逸、 布袋差压、引风机电流对照表
THE WORLD OF INVERTERS
《变频器世界》June, 2019
2.3脱硝尿素耗量增大，降低脱硝装置经济性 经验表明氨逃逸在6ppm左右时，尿素用量增大
30%,增加了电厂运行成本，降低了运行的经济性。
2.4堵塞催化剂，降低催化剂活性 硫酸氢皱在低温下还具有吸湿性，当从烟气中吸水
［中图分类号］TK223.7【文献标识码］B【文章编号】1561 -0330(2019)06-0113-06
1引言
霍林河坑口电厂锅炉为哈尔滨锅炉有限贵 任公司设计制造的亚临界压力、单炉膛、四角 切圆燃烧锅炉。脱硝装置采用选择性触媒脱硝 （SCR）法、双烟道双反应器无旁路烟道布置方 式、采用尿素热解或水解所得的氨气作为脱硝还 原剂。
燃煤烟气SCR脱硝工艺中氨的使用和排放控制
10中国环保产业2021年第5期FOCUS: THE CURRENT SITUA TION OF THE USE AND EMISSION OF AMMONIA IN COAL-FIRED FLUE GAS DESULFURIZA TION AND DENITRA TION PROCESSES聚焦：燃煤烟气脱硫脱硝工艺中氨的使用与排放现状一、燃煤烟气脱硝的关键是催化剂的高效性、稳定性和适应性目前氨法SCR 脱硝技术要克服三个难题：一是高氧化气氛下实现高效还原；二是克服烟气环境对催化剂脱硝性能的影响，比如高尘、高硫及多种有毒成分造成的催化剂失活；三是根据行业需求，实现多温度区间或变负荷条件下的高效脱硝。
通过研究发现，高效钒钛系抗硫催化剂可实现在低钒负载量下显著提升低温SCR 活性；铈基新型脱硝催化剂在NH 3-SCR 反应中表现出优异的低温脱硝性能，同时具有良好的抗水和抗高空速性能；将Ce 元素应用于固定污染源的脱硝催化剂中，可使脱硝温度窗口向低温拓展100℃，同时有毒元素V 的含量可以降低10倍，并且对选择性也有明显改善，更重要的是，由于Ce 对氧化还原性能的调控，催化剂对烟气中碱金属的抗中毒能力提升近6倍；改性铈钛催化剂，可同时提高催化剂的表面酸性和氧化还原性，进一步提升催化剂的低温脱硝性能，拓宽催化剂的工作温度窗口；低温分解ABS 的非钒脱硝催化剂可使ABS 在低温条件下快速分解，释放出的NH 4+可有效参与到NH 3-SCR 反应中；耐硫特性的非钒脱硝催化剂（Fe 2O 3、CeO 2）可抑制硫酸金属盐的沉积，促进NH 4HSO 4分解，减弱SO 2竞争吸附，抑制活性位点硫化。
参与还原反应的氨气形成氨氮物，并通过固体颗粒物、脱硫废水等介质迁移外排，大部分最终以氨气形式排放至大气。
氨法脱硝中未参与还原反应的氨气浓度远大于氨逃逸量，为喷氨量的1/4～1/3，是大气中增量氨排放的主要来源物，2017年因氨法脱硝导致的氨排放量为137万～218万t。
SCR脱硝系统氨逃逸率高问题分析及对策研究
SCR脱硝系统氨逃逸率高问题分析及对策研究作者：申林贝来源：《经济技术协作信息》 2018年第29期很多火力发电厂采用SCR脱硝工艺，氨逃逸率是影响SCR系统运行的一项重要参数，本文中对SCR脱硝系统氨逃逸率高问题进行了研究和探讨，并提出了相应的对策。
一、引言目前很多火力发电厂采用SCR脱硝工艺，SCR脱硝工艺中氨逃逸率是运行的一项重要参数。
脱硝系统运行中为满足环保要求，脱硝系统反应过程中需要注入一定过量的氨。
通常SCR系统设计的氨逃逸率不大于3ppm，但是由于种种因素造成实际运行中氨逃逸率偏大。
氨逃逸率高不仅降低了脱硝还原剂的使用率，对机组的安全稳定运行也造成了很大的影响。
解决SCR脱硝系统氨逃逸率高问题对机组的安全、环保、经济运行具有重要的意义。
二、氨逃逸率高带来的危害SCR脱硝反应过程中，催化剂在催化降解NOx的同时也会对烟气中的S02的氧化起到一定的催化作用，反应生成的S03与烟中逃逸的氨反应生成硫酸氢氨和硫酸氨。
液态的硫酸氢铵是种粘性很强的物质。
l造成空气预热器堵塞。
硫酸氢铵粘附在空气预热器的换热元件表面上加剧换热元件的腐蚀和堵灰，造成空预器堵塞和腐蚀。
由于两台空预器堵塞后阻力不同，造成低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压大幅波动，危机机组安全运行。
2催化剂活性降低。
因氨逃逸率高生成过多的硫酸氢铵或硫酸铵会附着在脱硝催化剂表面会造成催化剂部分堵塞，增大催化剂压降或是造成催化剂失效，催化剂反应性能下降，影响脱硝系统正常运行。
3影响脱硫系统石膏脱水。
大量未反应的脱硝还原剂随烟气进入到脱硫系统中，经过浆液循环泵喷淋层后带入到吸收塔浆液中，铵盐逐渐在吸收塔浆液中累积，铵盐累计到一定程度造成吸收塔浆液粘性增加。
吸收塔浆液在经过石膏旋流器旋流的过程中，因浆液粘性大，石膏旋流困难，吸收塔密度居高不下。
同时经真空皮带机脱出的石膏中含有大量析出的铵盐，严重影响石膏销售和二次利用。
4增加还原剂的消耗。
火电厂脱硝耗氨量异常增大原因分析及处理
1、烟气量测量不准，造成原烟气NOX测量不准，导致过量喷氨。
2、催化剂活性低选择性差，或催化剂中毒，造成烟气中NOX与NH3浓度分布不均。
2某电厂运行分析过程
基于氨逃逸带来的危害,某电厂通过对耗氨量的监视，发现机组的耗氨量异常增大，环比运行数据增加将近一倍。机组负荷、风量、运行方式基本未异常变化，同时空预器的差压持续上涨，投入空预器连续吹灰后，效果不明显。分析过程中针对前文所述几方面原因进行了排查。
2.1热工仪表校验
由于表计不准会对脱硝控制系统造成影响，导致烟气NOX测量不准，过量喷氨。某电厂对脱硝出口NOX仪表，总排口NOX仪表进行校验，脱硝反应器进出口氧量计进行校验,校验结果偏差不大。对喷氨流量计，喷氨管道压力表，氧量计等进行校验，均未发现异常。排除了由于热工仪表不准,造成过量喷氨。
2.2催化剂层吹灰
硫酸氢铵在高温时处于气态，在低温时变为固态，但在中间温度时(150—200℃)处于液态。液态的硫酸氢铵有粘性，很容易附着在空预器的换热元件上，150-200℃范围内，这一温度段正好在空预器的低温段，因此造成空预器冷端积灰严重，进而影响空预器的正常运行，造成空预器堵塞。测试结果[2]表明当氨逃逸率在1ppm以下时，硫酸氢铵生成量很少，空预器堵塞情况不明显，若逃逸率增加到2ppm，空预器半年后阻力增加约30%，若逃逸率增加到3ppm以上，空预器运行半年后阻力增加约50%，对引风机也会造成较大的影响。因此在脱硝过程中要严格控制氨的逃逸率，控制硫酸氢铵的生成，监视机组耗氨量是保证避免上述危险的手段。
脱硝过程中生成的铵盐以及飞灰的小颗粒沉积会在催化剂的小孔中，阻碍NOX、NH3、O2到达催化剂活性表面，从而引起催化剂失效。过量喷氨会导致铵盐的形成，烟气速度不均匀，才在烟气流动低速区或者死角，将导致飞灰沉积，造成催化剂堵灰。通过对反应层吹灰将沉积物清洗出去，恢复催化剂的活性。某电厂查阅DCS曲线及参数（如表1）发现引风机电流和空预器入口负压增大，结合省煤器出口负压变化小，怀疑省煤器至反应器之间有堵塞，导致喷氨量增大。立即对反应器进行吹灰，没有效果，排除此原因。
燃煤锅炉烟气中细颗粒物的排放特征和控制现状
燃煤锅炉烟气中细颗粒物的排放特征和控制现状摘要：近年来我国城市环境空气质量不容乐观，尤其是在污染物排放量相对较大的冬季，再加上不利的气象条件，北京等城市频繁被迫发出红色预警。
从源排放角度来看，燃煤特别是原煤散烧和中小锅炉的排放为首要污染源。
本文就燃煤锅炉烟气中细颗粒物的排放特征和控制现状进行了分析。
关键词：燃煤锅炉烟气；细颗粒物；排放一、燃煤锅炉细颗粒物的排放形式燃煤源排放的细颗粒物根据排放形式可分为直接排放的一次可过滤细颗粒物、在烟气温度下以气态的挥发和半挥发形式存在经稀释冷却形成的可凝结颗粒物以及以气态形式（如SO2、NOx和VOC）排出后经过复杂的大气物理化学过程形成的二次细颗粒物。
以沉降炉燃烧设备为研究对象，以中粒径煤粉为试验煤粉，分别在1100、1000和900℃3种温度下，研究PM1.0和PM2.5的排放量，结果表明:在1100℃时，PM1.0和PM2.5的排放量均达到最大值，炉内温度高，生成的细颗粒物相对较多，即高温促进细颗粒物的形成。
研究表明:炉温较高的电厂煤粉炉产生的细颗粒物中PM0.38占PM2.5粒数浓度的95%以上，占PM2.5质量浓度比例一般不到5%；循环流化床由于炉温较低，PM0.38粒数浓度大幅降低，占PM2.5不足30%，质量浓度不到1%。
说明炉温越高，煤中颗粒物的热应力越大，由气化凝结机制生成的细颗粒物越多。
同时有研究表明，燃料反应器温度增加，促进更多的SO2气体生成，即导致二次细颗粒物的前驱物生成，烟气中少量SO2在Fe2O3、V2O5等催化剂作用下转化为SO3，SO3的冷凝温度约为75～85℃，并且对烟气酸露点影响很大，当烟气温度低于酸露点温度时，SO3极易冷凝形成硫酸液滴，硫酸液滴与飞灰中的其他碱性物质反应生成硫酸盐细颗粒物。
总之，燃煤锅炉对大气中细颗粒物的贡献不仅与煤的灰分有关，还与煤中硫元素、氮元素等一些可挥发的成分以及燃烧温度、烟气湿度有密切关系。
针对一次可过滤细颗粒物，静电除尘器和电-袋复合式除尘器等对其具有一定的去除效果，但对于在烟道中呈气态的一次可凝结颗粒物以及后续在环境中生成的二次细颗粒物，目前的除尘方式很难对其进行有效地去除，而这部分颗粒物富集了大量的有毒元素，因此减少一次可凝结颗粒物和二次细颗粒物前驱物的排放应当作为今后的研究目标。
脱硫脱硝行业技术发展综述
脱硫脱硝行业技术发展综述摘要：综合脱硫技术和脱硝技术是目前我国燃煤发电厂技术气体脱硫过程中的技术。
本文主要描述了发展综合技术在中国煤炭能源产业以及中国面临的一些问题,燃煤电厂实际研究气体技术,从这些结论发展前景集成技术燃煤电厂,我们希望将来我们可以为我们的煤炭能源做出贡献。
关键词:脱硫脱硝；行业技术；发展引进新标准在不同行业中的一些原创环保设施对于中国燃煤锅炉,面对大部分设备现代化,一定可以成为和焙烧装置,全国水泥生产线也将完全现代化和转化为设备。
新标准的实施将导致工业市场的发展，严格的新排放标准也将导致新的脱硫技术和脱盐技术的开发和应用。
本文主要分析了中国的综合燃煤技术，分析了生产过程和各种生产技术，目前中国主要使用了综合脱硫技术和脱硫技术，并指出了它在生产中的实际意义。
一、脱硫脱硝行业发展情况基于石灰岩石膏的传统脱硫化过程，碳排放控制工程规格的低排放要求不断发展新的技术来提高脱硫的效率。
措施的基础上,增加洒水层内性别均衡技术,使用高效喷嘴喷雾喷洒密度,提高效率或增加环改善传统技术特征喷洒空塔过程湿石灰石-石膏还具有技术塔复合技术,以此类推。
技术和分享在于道路安装隔离身体,浆液性游泳池和其他手段实现物理分区悬浮液或依靠自身特点悬浮液形成自然分工来实现pH悬浮液分区管理,完成有效吸收技术气体。
目前，工程应用中更广泛的pH脱硫化技术包括一个/两个塔的双循环，一个单塔的双分区，一个外油轮的pH段等等。
复合塔的脱硫化技术是在吸收塔内安装更强的气体流体迁移部件，如托盘或湍流装置。
通过密封层通过气体的三相传递速度可以大大提高，然后有效吸收二氧化碳的速率可以完成。
目前，在工程应用中广泛使用了复合塔的脱硫化方法，如底座塔和螺旋连接。
此外，根据其适当的技术特征，海水脱硫化过程、假过热层循环脱硫化和氨脱硫化在沿海发电厂也有一些应用，包括循环假硫化层、化学发电厂和其他超低排放区域。
双塔双周期技术最初是由公司开发的，与传统的石灰岩石膏湿法相比使用的技术气体脱硫化过程是不同的吸收塔系统，其他系统的配置基本上是一样的。
浅析烟气脱硫脱硝氨逃逸量检测
浅析烟气脱硫脱硝氨逃逸量检测摘要∶在脱硫脱硝装置性能验收试验中，氨逃逸浓度是主要性能指标之一，本文阐述了氨的测定方法，详细介绍了烟气中氨的采集方法和氨逃逸浓度的测定方法,探讨了电厂烟气脱硫脱硝检测技术发展现状,研究分析了电厂烟气脱硫脱硝监测分析和氨逃逸量检测。
关键词:烟气; 氨逃逸;脱硫脱硝检测1引言近年来烟气脱硫脱硝取得了良好的效果，干法脱硫脱硝技术中喷入NH,可以大幅度提高脱硫脱硝效率，但是不可避免地会出现NH,逃逸的问题。
因此，活性焦烟气脱硫脱硝系统中的氨逃逸检测很重要，超低排放中氨逃逸浓度要求≤10 ppm，测量难度较大，而且在线NH,逃逸监测技术也存在诸多影响NH,逃逸监测数据准确度和稳定性的问题，如水分、烟尘、酸性物质进入装置中影响氨浓度的测定，若加过滤装置，在过滤装置内会积聚一定量的烟尘、水汽等会吸附烟气中的氨，从而导致采样损失，使测量结果不能够准确反应烟气中氨逃逸情况。
综上原因，由于受粉尘、水汽、振动等现场条件的制约，实际工程在线仪表在测量氨逃逸方面均偏差较大,测试结果仅能作为相对变化趋势的参考，而实际的氨逃逸浓度往往仍依赖于定期测量，现场抽取一定量的烟气，利用吸附剂对其中的氨采样，然后分析测定氨浓度。
采用吸收法，不需要提前除水，除烟尘，硫酸等酸性物质进入系统中不影响对逃逸量的测定。
2电厂烟气脱硫脱硝监测分析和氨逃逸量检测分析2.1电厂烟气脱硫脱硝监测分析脱硫技术所使用的烟气排放检测系统主要是对烟气排放的SO2以及氧、烟尘和氮氧化物等进行检测。
监测烟气脱硫装置及FGD对进口和出的二氧化硫含量进行检测，以此为基础可以计算出脱硫的效率。
经过FGD脱硫的净烟气二氧化硫质量浓度已经达到了50-200 mg/m3,二氧化硫的浓度比较低,但是含水量却比较高,监测的难度比较大,对于含水烟气比较高的可以采用多级除湿技术，比如选择两级的压缩机制冷或者是电子制冷除湿。
采用湿法的烟气脱硫装置最高的脱硫率甚至可以达到99%，一般情况在为90%-95% 。
脱硝氨逃逸的原因、危害、解决措施
脱硝氨逃逸的原因、危害、解决措施1.脱硝氨逃逸的原因妖逃逸是影响SCR系统运行的一项选要参数，实际生产过程中通常是多于理论量的氨到达反应器，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，氨逃逸是通过单位体积内获含出来表示的.为了达到环保要求，往往需要一定过量的红,所以也对应着会有一个合适的氨逃逸值，该值设计为不大于5ppM,但是往往实际运行中偏大，主要有以卜.因素：(1)每只宏喷枪喷翅流量分布不均，烟气中存在斌水局部分布不均，烟气流速不均匀，各喷枪出口的喷氨量差异较大，浓度高的地方氮逃逸相时高一些。
(2)烟气温度，反应温度过低，NOX与氨的反应速率降低，会造成NM的大被逃逸，但是，反应温度过高，熨又会额外生成N0.如果温度过高过低达不到反应效果，势必增加氨逃逸。
(3)催化剂堵塞，脱硝效率下降，为了保持环保参数不超标,会喷更多的氨，这将引起恶性循环，催化剂同部堵塞、性能老化，导致催化剂各处傕化效率不同，为了控制出口参数，只能增加喷氨量，从而导致局部氨逃逸升高。
(4)雾化风量偏小，喷抢雾化不好，氨水与烟气不能充分混合，将产生大量的氨逃逸.(5)宏水浓度，宏水浓度配置，浓度∣⅞低无法受控，凭着感觉配置，就目前锅炉而言，基本上氨水浓度高，氨水调同开度过小，雾化不好易自关，导致氨逃逸高，操作难度大。
(6)燃烧波动时,SNCR入口烟气中的NoX浓度大幅波动,往往会加大喷纸量,机械地实现“达标排放”，过量的羽水，可导致氨逃逸增加I，直接危及炉后设备和系统安全运行.2.氨逃逸的危害脱除NoX的控制技术中，不论是选择性催化还原法(SCR)还是选择性非催化还原法(SNCR)在燃煤型发电厂，水泥厂等都得到了越来越多的广泛使用。
然而，无论是选择使用SCR法或是SNCR法，掌握好注射到NoX上的氨总量和对「注射分布的控制情况是达到小的圆逃逸率和.大的除NOX效率的关键所在。
过量的氨注射到整个管道或是管道的部分区域都会导致NH3的逃逸。
火电厂脱硫、脱硝、除尘技术及其发展现状文献综述
火电厂脱硫、脱硝、除尘技术及其发展现状摘要：本文结合国家新颁布的《火电厂大气污染物排放标准(GB1322-2011)》,综合目前国内外火电厂脱硫、脱硝、除尘的各项前沿及广泛应用的技术与工艺，提出了火电厂控制污染物排放的控制优化措施，以使满足国家最新环保标准的要求。
关键词：火电厂,脱硫,脱硝,除尘,污染控制The Status of Desulfurization, Denitrification and Dust-removing Technologyfor Thermal Power PlantsAbstract：This paper combines the new issued “E mission standard of air pollutants for thermal power plants(GB1322-2011)”, the technology and process of desulfurization, denitrification and dust-removing of fire-coal flue gas are introduced. Control countermeasures of air pollutants are put forward, in order to meet the requirements of the latest emission standard.Key words：thermal power plants, FGD, DeNOx, dust removal, pollution control一、背景伴随着我国经济的快速增长，能源的消耗也随之迅速上升，伴随而来的大气污染问题逐渐受到人们的关注。
火电厂排放的二氧化硫、氮氧化物、粉尘是大气污染物的主要来源之一，所形成的酸雨、雾霾等环境污染严重威胁着人类的生活及健康，逐渐上升为国内外一致关切的并影响人类生存环境的严重问题。
超低改造后SCR脱硝氨逃逸表问题分析及处理措施
超低改造后SCＲ脱硝氨逃逸表问题分析及处理措施Problem analysis and treatment measures of ammonia escape table in SCＲdenitration afterthe ultra－low modified黄德保1，马大卫2，何军2，查智明2，许勇毅2（1．安徽科讯电力技术有限公司，安徽合肥230601；2．国网安徽省电力公司电力科学研究院，安徽合肥230061）摘要：燃煤电厂SCＲ脱硝超低排放改造后，对其氨逃逸率准确监测可以保证脱硝经济运行同时实现机组安全稳定运行。
对3台实现超低排放机组的SCＲ脱硝出口烟气中氨逃逸率和NOx 浓度进行网格法测试，发现NOx浓度分布严重不均且氨逃逸率超过设计值问题普遍存在；在线氨逃逸表数据存在单点不具代表性和异常原因造成数据有问题，均无法反应整个脱硝出口断面实际的氨逃逸率；针对上述问题，给出氨逃逸率是否超标的几点辅助判定方法，指导电厂给出正确的喷氨控制指令。
研究结果消减SCＲ脱硝运行带来的机组负面影响，实现喷氨有“数”可依，保障脱硝超低改造设备运行和管理有一定的指导意义。
关键词：燃煤电厂；超低排放；氨逃逸表；空预器结垢；SCＲ脱硝；节能减排Abstract：Accurate monitoring the rate of ammonia escape can ensure the denitration economic operation at the same time to achieve the safe and stable operation，which after the SCＲdenitration ultra－low emissions modi-fication in coal－fired units．The ammonia slip concentration and NOxconcentration are tested after the SCＲde-nitration export，which using grid method in three ultra－low units．The research results found that the NOxdistri-bution at the outlets is severely uneven，and the ammonia slip concentration is beyond the designed value is widespread．Online ammonia escape table data exist the problem of single point unrepresentative and abnormal data，and unable to response the denitration export section of the actual rate of ammonia escape．In view of the above problems，some auxiliary methods were given，which give correct guidance power plant spraying ammo-nia control instruction．Ｒesearch results to reduce SCＲdenitration operation unit of the negative influence，a-chieve ammonia injection has a“number”can depend on，safeguard denitration ultra－low transformation e-quipment operation and management have certain guiding significance．Key words：coal－fired units；ultra－low emissions；ammonia escape table；scaling in air pre－heater；SCＲde-nitration；energy conservation and emission reduction．中图分类号：X701．7文献标识码：B文章编号：1674－8069（2019）01－025－030引言2015年12月，《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发文件〔2015〕164号）要求，在2020年前全国所有具备改造条件的现役燃煤机组全部实现超低排放改造［1］。
我国燃煤电厂超低排放常见问题与建议
我国燃煤电厂超低排放常见问题与建议发布时间：2021-08-03T03:44:08.873Z 来源：《电力设备》2021年第5期作者：赵庆伟[导读] 也要注重对生态环境保护，有效控制污染物排放，提升环保技术水平，从而实现长远发展。
（华电潍坊发电有限公司山东潍坊 261000）摘要：中国是燃煤大国，燃煤电厂所占比例较大。
目前燃煤电厂在污染物治理上一般都配置有脱硝系统、除尘系统和脱硫系统。
随着国家环保标准的进一步提高，按照常规配置的这些系统很难达到现行的国家标准，对此，燃煤电厂开展了一系列污染物治理工作。
关键词：燃煤电厂；超低排放；问题；建议在环保要求越来越严峻的形势下，部分具有条件的燃煤电厂于2015年开始实施超低排放改造工程，改造完成到超低排放运行至今3～5年。
经过几年运行过程的考验，燃煤电厂超低排放改造后，在运行过程中的典型性和普遍性问题逐一显现。
热电厂在生产过程中会产生大量污染气体，对大气会造成严重污染，导致空气质量下降。
为了适应发展需求，要加快超低排放改造，不断引入新技术、新理念，优化系统运行效果。
热电厂在追求经济效益同时，也要注重对生态环境保护，有效控制污染物排放，提升环保技术水平，从而实现长远发展。
1存在的主要问题氨法脱硫与其他脱硫工艺相比，具有效率高、副产品氮含量高、附加值高等优点，硫酸铵可作为农用肥料，也可作为农用复合肥加工原料，延伸产业链。
该企业原锅炉烟气排放治理装置采用氨法脱硫工艺，为区域环境改善和治理发挥了重要作用，随着《锅炉大气污染物排放标准》（DB 61/1226—2018）的颁布实施，原有装置运行中暴露出以下问题：(1）脱硫装置效率低。
虽然能满足SO2排放浓度小于35mg/Nm3的指标，但存在排放数据波动大，投加氨水量大，尾气氨逃逸高，且颗粒物与氨水投加量成正相关，两个排放指标难以同时满足，烟气拖尾及液滴夹带严重等问题，配套脱硫装置后处理产能过小，制约了吸收装置的物料平衡。
SCR烟气脱硝氨逃逸危害分析与控制
SCR烟气脱硝氨逃逸危害分析与控制摘要：本文通过对SCR烟气脱硝原理的介绍，氨逃逸影响因素及危害的分析，总结得出平时运行调整中注意事项及方法，降低氨逃逸率，保证机组安全、经济稳定运行。
关键词：SCR；脱硝；氨逃逸；运行调整1.引言为减少烟气中NOx气体含量，防止环境污染，选择性催化还原(SCR)烟气脱硝技术作为燃煤机组脱硝技术之一，具有结构简单、脱硝效率高、运行可靠、便于维护等优点，被国内燃煤机组普遍采用。
SCR脱硝工艺所用的还原剂主要采用的是液氨或尿素分解出的氨气，所以在还原过程中不可避免的就会出现过多的还原剂剩余而带来的氨逃逸率，不仅给设备和机组带来了伤害，同时也会造成经济性上的影响。
因此，分析造成氨逃逸的影响因素及控制方法具有重要意义。
2.SCR烟气脱硝原理崇信发电公司脱硝改造工程采用选择性催化还原（SCR）烟气脱硝系统，用液氨作为还原剂。
脱硝反应器布置在省煤器与空预器之间的高含尘区域，采用蜂窝式催化剂，分三层布置。
SCR法烟气脱硝工艺是在催化剂存在的作用下，还原剂液氨有选择性的与烟气中的NOx反应，生成对环境无害的N2和H2O[1]，以达到超低排放，实现保护环境的目的。
在以液氨作为还原剂的条件下，发生的主要化学反应如下；4NH3 +4NO +O2 →4N2 +6H2O4NH3 +2NO2 +O2→ 3N2 +6H2O8NH3 +6NO2 →7N2 +12H2O2NH3 +NO +NO2→ 2N2 +3H2 O3.氨逃逸影响因素分析3.1.升降负荷过快AGC响应下，负荷有时频繁波动，且升降负荷速率快，导致燃烧工况变化大，脱硝反应器入口NOx含量变化大，为满足脱硫出口NOx含量满足环保参数要求，有时在自动调节或手动干预调节的情况下，存在喷氨流量过多的情况，此时部分氨没有参与反应，导致氨逃逸增大。
3.2.各分配支管喷氨流量不均、烟气中NOx分布不均由于锅炉运行中在不同时间、不同负荷段由于制粉系统组合方式、二次风挡板调整、一次风压、磨煤机出口温度，锅炉漏风率等参数的不同，导致烟气参数状态不同，因此烟气流速、烟气中 NOx 含量在烟道中分布也不相同。
SNCR脱硝氨耗量和氨逃逸的影响及对策分析
SNCR脱硝氨耗量和氨逃逸的影响及对策分析伴随着我国对NOx的排放管控日益严厉，通过高效低氮燃烧技术配合SNCR 技术或SNCR/SCR联合技术进行脱硝已经成为主流。
虽然目前燃煤工业炉窑NOx 的减排效果十分显著，但是过分追求脱硝效率，容易增加氨耗量，进而引发氨逃逸，造成二次污染及腐蚀设备等问题。
1、引言氮氧化物（NOx）是大气的主要污染物之一，它与碳氢化合物在强光作用下会造成光化学污染，排放到大气中的NOx是形成酸雨的主要原因，给生态环境带来严重的危害。
党的十九大指出，持续实施大气污染防治行动，打赢蓝天保卫战。
目前国内70%左右的NOx是由煤炭燃烧所产生的，因此作为主要燃煤设备的火电厂和工业炉窑成为控制NOx排放所关注的焦点。
目前，燃煤锅炉主流的NOx控制技术为低氮燃烧技术（LNB）和烟气脱硝技术，其中烟气脱硝技术主要包括选择性非催化还原反应（SNCR）、选择性催化还原反应（SCR）和SNCR/SCR联合脱硝技术。
对于大型燃煤锅炉而言，SCR以其技术成熟及90%以上的脱硝效率，毫无疑问在我国已大规模的推广应用。
伴随着我国对NOx的排放管控日益严厉，中小型燃煤锅炉、循环流化床锅炉、水泥窑炉、陶瓷窑炉、垃圾焚烧炉以及燃气锅炉等工业炉窑作为关键的NOx的排放源之一，针对此类炉窑脱硝的工程应用技术持续发展，通过高效低氮燃烧技术配合SNCR技术或SNCR/SCR联合技术进行脱硝已经成为主流。
虽然目前燃煤工业炉窑NOx的减排效果十分显著，但是过分追求脱硝效率，容易增加氨耗量，进而引发氨逃逸，造成二次污染及腐蚀设备等问题。
2、SNCR脱硝技术简介SNCR脱硝工艺是在不使用催化剂的条件下，将含有氨基的还原剂如液氨、氨水或尿素稀溶液等喷入炉膛温度为850-1100℃的区域，还原剂迅速热分解出NH3，再与烟气中的NOx进行选择性氧化还原反应，生成无害的N2和H2O等气体。
由于整个反应过程中未使用催化剂，因此称之为选择性非催化还原脱硝技术。
燃煤电厂氨逃逸在线监测技术现状及设备选型建议
燃煤电厂氨逃逸在线监测技术现状及设备选型建议燃煤电厂是我国主要的电力发电方式之一，但同时也是传统能源发电方式中最为污染的一种。
在燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）和氨（NH3）等气体对环境和人体健康造成了严重的危害。
氨逃逸是燃煤电厂排放的一大隐患，因此燃煤电厂氨逃逸在线监测技术及设备选型显得尤为重要。
一、燃煤电厂氨逃逸现状燃煤电厂作为主要的能源发电方式，其烟气中会含有大量的氨。
而氨逃逸主要是由于煤炭中含有挥发性金属与非金属硫酸盐，在燃烧过程中通过分解、气化、燃烧等化学反应形成氨气随烟气排放而产生。
氨的排放量与煤种、燃烧方式、炉的结构、运行参数等因素密切相关，通常随着煤的热值的降低而逐渐增加。
而燃煤电厂氨逃逸一旦超标排放，很容易造成空气污染和酸雨的形成，对周围环境造成极大的影响。
针对燃煤电厂氨逃逸问题，目前已经出现了一些主流的在线监测技术。
常见的方式有：1. 传感器监测技术：通过安装氨气传感器，对燃煤电厂烟囱进行监测，检测出氨逃逸的情况。
这种方式具有实时性强、监测精度高的优点，但设备成本相对较高，且对环境条件有一定的要求。
2. 超声波监测技术：通过超声波的反射和传播，对烟气中的氨气进行监测。
该技术可实现实时监测，且无需接触烟气，对设备要求相对较低。
上述技术各有利弊，燃煤电厂在选择适合自身使用的氨逃逸在线监测技术时需要全面考虑设备成本、实时性、监测精度、对环境的要求等方面。
1. 设备性能需符合国家标准在选择氨逃逸在线监测设备时，首先需要确保设备所采用的监测技术符合国家标准，具有较高的监测精度和可靠性。
设备对环境要求较低，适用于各种气候条件下的使用。
2. 设备实时性和稳定性燃煤电厂需要的氨逃逸在线监测设备应具有较高的实时性和稳定性，能够实现对氨逃逸情况的快速监测和报警，及时采取措施防止氨逃逸导致的环境污染。
3. 适用各类燃煤电厂燃煤电厂氨逃逸在线监测设备应当能够适用于各种不同规模和燃烧方式的燃煤电厂，具有一定的通用性，降低设备选型与维护成本。
SCR脱硝过程中细颗粒物排放特性
SCR脱硝过程中细颗粒物排放特性范红梅;张玉华;束航;张亚平;杨林军【摘要】In order to reduce the fine particulates emission from SCR reactor, a study was carried out to characterize the particle size, distribution, morphology, element compositions and chemical compositions of aerosols in the exhaust of a SCR-DeNOx system with commercial WO3-V2O5/TiO2 catalysts using electrical low pressure impactor (ELPI), PM10/PM2.5 samplers, X-ray diffraction, and high resolution scanning electron microscopy/energy dispersive analysis system of X-ray(HRSEM/EDX). The results show that the majority of fine particles (dp<1 μm) are ammonium sulfate/bisulfate. The small amounts of alumino-silicate particles are detected at the same time. With the increase of temperature, molar ratioof NH3 to NO, and the volume fraction of H2O and mass concentration of SO2, particle count all significantly contribute to the conversion between SO2 and SO3. The main reason might be the oxidation of SO2 to SO3 with NH3 which generated ammonium sulfate/bisulfate. Alumino-silicate particles yield is promoted by the increase of oxygen volume fraction, although they exerte no impact on SO2-SO3-conversion. So the concentration of particle count poorly correlates with SO2-SO3-conversion. The reduction of SO2 oxidation rate can help decrease the production of ammonium sulfate/bisulfate while less O2 can help decrease the production of alumino-silicate particles.%为了减少选择性催化还原(SCR)脱硝过程中细颗粒物的形成，针对商用V 2 O 5-WO 3/TiO 2脱硝催化剂，采用电称低压冲击器(ELPI)、PM10/PM2.5采样器、X线衍射(XRD)、高分辨率扫描电镜和能谱仪的联用技术(HRSEM/EDX)等对SCR脱硝反应器出口烟气中细颗粒粒径分布、形貌、元素及物相组成等进行测试分析。
燃煤电厂氨逃逸标准
燃煤电厂氨逃逸标准燃煤电厂是一种以煤炭作为主要燃料的发电设备，其所产生的废气排放是环境保护的重要问题之一、其中，氨逃逸是燃煤电厂废气排放中的关键问题之一、本文将探讨燃煤电厂氨逃逸的标准，并对其进行详细介绍。
氨逃逸主要是由于燃煤电厂在煤炭的燃烧过程中，产生了一定量的氮氧化物。
氮氧化物是一种对健康和环境有害的气体，它会造成酸雨和光化学烟雾的形成，并对植物和动物产生不利影响。
为了减少氮氧化物的排放，世界各国纷纷制定了相应的标准措施。
美国环保署（EPA）制定了严格的氮氧化物排放标准，其中包括对燃煤电厂氨逃逸的限制。
根据EPA的规定，燃煤电厂的氨逃逸不能超过一定的限值。
具体来说，每兆瓦小时排放的氨量不能超过25至50ppmv（百万分之几）。
除了美国，欧洲联盟（EU）也对燃煤电厂的氨逃逸制定了标准。
EU要求燃煤电厂的氨逃逸不能超过20至50mg/Nm3（每标准立方米排放的氨量）。
为了达到以上标准，燃煤电厂需要采取一系列的排放控制措施。
首先，燃煤电厂应该优化燃烧工艺，提高燃烧效率，减少废气排放。
其次，燃煤电厂应该安装氮氧化物减排设备，如SCR（选择性催化还原）装置和SNCR （选择性非催化还原）装置，以有效降低氮氧化物的排放。
此外，燃煤电厂还可以采用氨水喷雾和氨气吸收技术，以捕集并回收氨逃逸。
总结起来，燃煤电厂的氨逃逸标准是根据国际和国内法规制定的，其目的是保护环境和人类健康。
各国的标准虽然有所不同，但都旨在降低氨逃逸的浓度，以减少其对环境的危害。
燃煤电厂需要采取相应的措施，如优化燃烧工艺和安装减排设备，以确保达到标准。
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脱硝系统氨逃逸测试方法浅析
脱硝系统氨逸出试验方法分析摘要：目前，脱硝系统氨逸出测试方法可分为在线仪器分析和离线手动采样分析法。
主要论述了在线仪器分析中的可调谐二极管激光吸收光谱和稀释取样法，及离线手动采样分析方法中的靛酚蓝分光光度法、纳氏试剂分光光度法、离子选择电极法和离子色谱法，并对其测量原理、优缺点及改进方法进行了阐述。
此外，还简要介绍了飞灰中氨含量的测定。
介绍现阶段中国的能源结构中燃煤消耗虽然逐年减少，但其仍然是主体，在各种能源消费形式中，电力及热力生产是最主要的能源消费渠道之一。
煤炭燃料在不同场合的使用中都会产生NOx的污染。
近年来，随着环保要求的提高，脱硝设备已成为各发电厂重要的环保设备。
目前，最成熟、可靠和应用最广泛的脱硝技术是选择性催化还原（SCR），其基本原理为NH3与NOx在催化剂作用下发生氧化还原反应，生成N2和H2O。
喷氨量很关键，喷氨过少，会降低脱硝效率，NOx的排放无法达标；喷氨过多，虽然可以提高脱硝效率，但过量的NH3会增加成本，而且会导致NH3逃逸。
NH3逃逸已严重影响到脱硝经济性和设备的使用寿命，SCR脱硝装置出口的NH3逃逸量应控制在2.28mg/m3以下，如此可延长催化剂的更换周期和空预器的检修周期。
因此，快速、准确地测试NH3逃逸量至关重要，可以确定最优的喷氨量。
对NH3逃逸量的准确测量比较困难。
目前，国内外对NH3逃逸的监测方法主要有在线仪器分析和离线手动采样分析方法。
在线仪器分析是指烟气排放连续监测系统（CEMS），其功能是持续监测污染源排放的颗粒物和气体污染物的质量浓度和总排放量，并将其实时传输给主管部门。
目前文献中大多将在线仪器分析分为3类：激光原位测量、提取方法和稀释取样法。
事实上激光原位测量和提取方法的测量原理是相同的（基于可调谐二极管激光吸收光谱），只是提取方法需要对原烟气进行预处理，所以从测量原理的角度，本文将在线仪器分析分为可调谐二极管激光吸收光谱和稀释取样法两类。
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燃煤电站脱硝系统氨逃逸及其衍生细颗粒物排放特征综述综述了硫酸铵盐在不同环境下的形成/转化机理以及氨逃逸对燃煤PM2.5排放特征的影响，论述了氨逃逸、SCR运行参数和烟气组分等因素对硫酸铵盐形成特征的影响，分析了氨逃逸对沿程设备安全运行的影响。
最后，对今后氨逃逸及其衍生细颗粒物深度减排的研究方向进行了展望，指出探索硫酸铵盐在烟风系统中的迁移转化规律及实现氨逃逸主动控制具有重要意义。
近年来，氨气与PM2.5的联系受到了科学家们的关注，大气环境尺度的PM2.5源解析研究得知，NH3与酸性物质在特定气象条件下经过一系列物理化学变化形成的硫酸铵和硝酸铵在PM2.5中占比较高，为30%～60%，重度污染天气具有更高比例。
通过氨排放清单来看，我国氨排放主要来自畜牧业、农业化肥施用以及工业、机动车、废物处理等行业，畜牧业和农业的贡献超过80%。
在严格的环保法规约束下，烟气脱硝装置已推广应用至燃煤机组上。
根据中电联数据，截至2016年底，全国火电厂投运脱硝装置的机组容量占比达86.7%。
因此，随着农牧业氨排放量趋于稳定，工业排氨的贡献可能会有所提升，这将成为氨气污染减排的新重点。
目前，燃煤发电机组NOx的减排效果十分显著，但过分追求脱硝效率容易引发氨逃逸问题，进而增加燃煤机组的氨排放量。
此外，NH3作为典型碱性气体，可在烟风系统中与酸性烟气组分结合，从而影响燃煤PM2.5的物化特征。
因此，针对典型燃煤电站，亟需关注氨逃逸对烟风系统乃至大气环境带来的负面影响。
基于上述背景，本文中重点综述了氨逃逸对燃煤PM2.5排放特性及硫酸铵盐细颗粒物形成特征的影响规律，并探讨了氨逃逸对污染物控制设备的影响。
1氨逃逸对燃煤细颗粒物排放的影响现阶段，烟气脱硝的主流技术是选择性催化还原法(SCR)，在商用V2O5-WO3/TiO2类催化剂的作用下，加入NH3还原剂将NOx还原成N2，实现NOx的无害化处理。
受催化剂老化、中毒、负荷波动等因素影响，喷入的NH3很难完全反应，致使部分NH3在SCR脱硝过程中未被消耗，引发氨逃逸现象。
同时，催化剂中活性组分钒还能将部分SO2(0.75%～1.5%)氧化生成SO3，转化率与烟气温度、V2O5负载量正相关。
逃逸NH3和SO3可在一定条件下反应生成硫酸铵盐，可能增加燃煤一次PM2.5排放浓度，并影响PM2.5的物化特征。
因此，有必要详细论述燃煤机组细颗粒物排放特征在氨逃逸作用下的变化规律，主要包括烟风系统中硫酸铵盐的形成/转化和燃煤PM2.5的物性识别。
1.1硫酸铵盐的形成和转化1.1.1硫酸铵盐的形成机理大量研究发现，逃逸氨可与新生成的SO3、H2O(或H2SO4酸雾)在SCR脱硝系统、空预器(APH)和烟气中发生反应，利用形貌分析、元素分析和物相分析等表征手段，得知产物主要是氨逃逸衍生的NH4HSO4(ABS)和(NH4)2SO4(AS)细颗粒物，故推测反应机理如公式(1)～(5)所示。
结合化学热力学分析，这些反应的吉布斯自由能都小于零，因此从热力学角度上看，形成硫酸铵盐的正反应比较容易进行。
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4(1)NH4HSO4+NH3→(NH4)2SO4(2)2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4(3)SO3+H2O→H2SO4(4)H2SO4+NH3→NH4HSO4(5)已有研究报道NH4HSO4的生成路径有2个，对应着反应(1)和(5)，通过化学反应平衡计算得知H2SO4与SO3的体积比和烟气温度负相关，在空预器温度窗口下反应(5)可能占主导。
进一步探索形成硫酸(氢)铵的反应动力学特性，发现NH4HSO4生成速率高于(NH4)2SO4，说明反应(2)可能是硫酸铵生成的主要反应通道。
Radian公司通过动力学模型(Radian=［SO3］×［NH3］×［TABS形成－T出口烟气平均值］)评估了NH4HSO4在空预器中的生成速率，发现NH4HSO4的形成与反应物NH3、SO3浓度正相关，与烟气温度、APH运行温度也紧密相关，且Radian数为5000～7000时APH中的沉积物不易引起堵塞。
1.1.2硫酸铵盐的转化规律关于硫酸铵盐在烟风系统中的转化过程，考虑到空预器冷端温度窗口更有利于ABS的形成和凝结，当前研究主要关注ABS在空预器中的物理化学变化。
(NH4)2SO4和NH4HSO4的熔点分别为513、147℃，在典型SCR脱硝和APH运行温度窗口下，(NH4)2SO4是一种干燥粉末状物质，主要以固态细颗粒形式存在于烟气中并排出；APH通常可将烟气温度从350℃降至150℃以下，而气相ABS的露点温度为270～320℃，故部分ABS会发生凝结，液态ABS具有较强腐蚀性和吸湿性，容易黏附飞灰并沾污空预器冷端受热面。
近年来，在SCR脱硝装置不断加装的背景下，国内已有燃煤机组空预器因ABS的均相/非均相凝结成核而出现堵塞问题。
根据硫酸铵盐的物理特性，硫酸铵盐在高温条件下可能发生复杂的化学反应和相变，因而学者们还探究了ABS和AS在典型SCR脱硝系统中的转化规律。
张玉华研究发现，即使氨逃逸量可以忽略，SCR脱硝系统出口仍能检测到硫酸铵盐细颗粒物，说明形成ABS/AS并非全部发生在APH或低温烟气中，还有部分源于SCR中发生的均相/非均相反应。
束航等研究了SCR中硫酸铵盐的转化过程，发现转化途径有2种：一是在催化剂吸附活性位上通过表面化学反应形成，凝结于孔隙中的细颗粒物可能发生挥发或在烟气夹带作用下进入气相主体；二是吸附态SO3从催化剂表面脱附，在催化剂空隙中与NH3、H2O反应形成硫酸(氢)铵，该过程在低负荷工况下更容易进行。
针对危害更大的NH4HSO4，束航等还采用原位漫反射红外光谱仪对反应前后的催化剂进行表征分析，发现催化剂表面形成NH4HSO4的过程符合Eley-Rideal反应机理，由2部分组成：一是催化剂V=O基团的Lewis酸位上形成配位吸附态NH3，在O2氛围中与气态SO2反应；二是气态SO2在催化剂表面形成的吸附态金属硫酸盐中间物(VOSO4)，与气态NH3直接发生反应。
此外，还有一些学者对硫酸铵盐的热稳定性进行了研究，其在催化剂表面的分解、挥发行为与温度、烟气组分以及ABS/AS和催化剂的结合程度相关。
范芸珠等研究发现，虽然AS的熔点高于SCR脱硝反应温度，但在280℃下即可发生分解，加热至355℃以上可逐渐分解为ABS和NH3。
Zhu等研究发现，ABS的分解温度高于390℃，且为分解与形成同时进行的可逆过程；催化剂表面的ABS发生分解需要越过的反应势垒会有所提高；烟气组分NO可以降低NH4HSO4的分解温度，可能是由NO和吸附态NH4+离子直接反应造成。
1.2细颗粒物物性识别近年来，学者们研究了氨逃逸对燃煤PM2.5物性变化的影响规律。
Li等对中国2家燃煤电厂SCR进出口颗粒物浓度进行监测，发现SCR出口PM2.5的数浓度和亚微米级细颗粒的质量浓度明显提高，PM1质量浓度分别从88.4、99.4mg/m3增加到107、180mg/m3，其中PM0.1浓度更是提高了2.5倍。
此外，SCR出口PM1中NH4+和SO42-的含量明显增加，摩尔比的增加量约为4，由此推测新形成的细颗粒物主要由SCR中引入的NH3和SO3反应所得，且(NH4)2SO4的比例可能更高。
逃逸NH3容易在APH中形成NH4HSO4细颗粒物，Menasha等研究发现，受凝结动力学控制，只有少量ABS凝结在APH蓄热片上，大部分将以气溶胶形态排离APH。
总之，氨逃逸会导致燃煤PM2.5质量和数浓度、粒径分布及化学组分的变化，亚微米级颗粒更为显著。
为满足大气污染物超低排放要求，我国燃煤电站正紧锣密鼓地对静电除尘器(ESP)进行提质增效改造，并在烟风系统末端选装湿式电除尘器(WESP)。
工程实践表明，烟尘排放浓度可低于5mg/m3，但脱除效率随粒径减小而下降，说明现有颗粒物控制技术的耦合集成仍无法较好地脱除亚微米级细颗粒物。
总的来说，氨逃逸形成的硫酸铵盐容易穿透除尘和脱硫装置，从而直接排入大气，既会贡献燃煤一次PM2.5，又能促进大气中二次PM2.5的转化。
然而，当前以厘清NOx超低排放负面效应为目的的现场实测研究仍比较匮乏，亟需系统探究燃煤电站逃逸氨及其衍生细颗粒物在烟风系统中的迁移转化规律。
2硫酸铵盐细颗粒物形成的影响因素考虑到硫酸铵盐在烟风系统中的形成路径十分复杂，探究氨逃逸、SCR运行参数、烟气组分等因素对硫酸铵盐细颗粒物形成特征的影响同样成为学者们的聚焦点。
2.1氨逃逸的影响通常来讲，硫酸铵盐的形成与NH3的逃逸量密切相关。
Li等研究发现，SCR未喷氨时，总排口PM2.5浓度为2.3mg/m3；该值将随喷氨量的增加而增加，脱硝效率为79%时，可达4.8mg/m3，由此验证了氨逃逸是形成硫酸铵盐的决定性因素。
还有研究认为，NH3/SO3摩尔比的变化会改变细颗粒物成分，NH3/SO3比较小时，反应产物主要是NH4HSO4；NH3/SO3比大于2时，反应产物更可能为(NH4)2SO4。
在实际烟气中，SO3体积分数要远高于逃逸NH3，但仍可检测到AS，这可能是由于SO3还会与飞灰中碱性物质结合为金属硫酸盐，进而间接减少了SO3与NH3反应的当量浓度，具体作用机制还应结合现场实测予以定量分析。
2.2SCR运行参数的影响烟气温度和NH3/NOx摩尔比(氨氮比)是SCR脱硝技术的关键运行参数，同样影响着硫酸铵盐细颗粒物的形成过程。
烟气温度对形成ABS/AS的影响较为复杂。
一方面，SCR催化剂的反应活性会随着烟温的升高而加强，提高NOx脱除效率，相当于增大NH3和NOx的反应速率，进而减小氨逃逸量，从这个角度来看，硫酸铵盐的形成得到了抑制；另一方面，随着烟温的升高，SO2的催化氧化速率在不断加快，继而提高SO3的生成量，该过程会促进反应向硫酸铵盐形成的方向移动。
因此，烟气温度的影响需同时考虑氨逃逸和SO2/SO3转化率的耦合效应。
调整NH3/NOx摩尔比的目的是提高脱硝效率，主要通过改变喷氨量得以实现。
史雅娟等研究了氨氮比对SCR中PM2.5形成的影响，发现SCR出口细颗粒物数浓度随氨氮比(0.8～1.2)的增加而增加。
讨论作用机制：氨氮比＜0.8时，NO的竞争吸附削弱了催化剂对SO2的吸附，SO2/SO3转化率约为0.15%，加之NH3浓度较低，致使硫酸铵盐的生成量很少；当氨氮比增至1.0时，细颗粒物的生成量略有增加的原因是NH3和SO3的浓度提高；当氨氮比＞1.0时，NH3浓度明显升高，尽管SO2/SO3转化率先增加后减小，硫酸铵盐的生成量仍显著增加。
因此，喷氨过量会导致SCR出口细颗粒物数浓度的显著增加。
2.3烟气组分的影响Bao等系统考察了O2、SO2、H2O等烟气组分对小试SCR脱硝装置中硫酸铵盐形成过程的影响，发现这些气体体积分数的增加均会导致出口细颗粒物数浓度的上升。