火电厂烟气脱硝系统氨逃逸问题研究与实践
火电厂烟气脱硝系统氨逃逸问题研究与实践火电厂烟气脱硝系统氨逃逸问题研究与实践
随着社会经济的不断发展，火力发电已成为我国能源结构中不可或
缺的重要组成部分。
然而，火电厂在燃烧过程中产生的大量烟气中常
含有一氧化氮（NOx）等有害物质。
为减少大气污染，现代火电厂普
遍采用烟气脱硝系统进行脱硝处理。
然而，该系统往往存在氨逃逸问题，给环境造成一定负担，本文将对火电厂烟气脱硝系统氨逃逸问题
进行研究与实践。
一、背景介绍
1. 火电厂烟气脱硝系统的工作原理
火电厂的烟气脱硝系统主要采用SCR（Selective Catalytic Reduction）技术进行脱硝处理。
该技术通过喷射适量的氨水溶液进入烟气中，通
过催化剂的作用将烟气中的一氧化氮与氨水反应生成氮气和水。
2. 氨逃逸问题的发生原因
氨逃逸是指在SCR脱硝过程中，部分氨气未能与一氧化氮充分反应，直接逸出烟囱排放到大气中。
氨逃逸问题的主要原因包括：反应
温度过低、氨水喷射不均匀、催化剂活性变化等。
二、氨逃逸问题的影响
1. 环境污染
氨逃逸会导致二次污染，对周边环境和大气质量造成一定的影响，可能对人体健康产生不良影响。
2. 能源浪费
氨逃逸意味着脱硝效率降低，燃煤量增加，导致能源的浪费。
三、氨逃逸问题的解决方法
1. 提高反应温度
通过提高SCR反应温度，促使氨气与一氧化氮充分反应，减少氨逃逸的可能性。
2. 优化喷射系统
优化喷射系统设计，确保氨水均匀喷射到烟气中，提高反应效率，减少氨逃逸。
3. 催化剂管理与维护
定期对催化剂进行检查和维护，保持其活性，避免由于催化剂老化或污染导致氨逃逸问题。
四、氨逃逸问题的实践案例
以某火电厂为例，该厂在面临氨逃逸问题时采取了一系列措施进行实践操作：
1. 调整SCR反应温度
通过对SCR反应温度进行调整，达到最佳温度范围，提高脱硝效果，降低氨逃逸。
2. 定期清洗喷射系统
定期进行喷射系统的清洗，确保氨水喷射均匀，防止氨逃逸。
3. 催化剂更换与管理
定期检查和更换催化剂，保证其活性，并加强催化剂管理，减少氨逃逸问题的发生。
经过实践操作，该火电厂的氨逃逸问题得到一定程度的缓解，对环境的影响得到有效控制。
五、结论
火电厂烟气脱硝系统氨逃逸问题需要引起重视和解决。
通过调整SCR反应温度、优化喷射系统和催化剂管理与维护等措施，可以有效降低氨逃逸的发生。
在实践中，需要根据具体情况进行适当的调整和优化，进一步提高脱硝效率，减少氨逃逸，以实现环保和可持续发展的目标。
通过对火电厂烟气脱硝系统氨逃逸问题的研究与实践，我们可以更好地理解该问题产生的原因和影响，并提出相应的解决方案。
在今后的工作中，我们应该进一步开展研究，为火力发电行业实现绿色、可持续发展做出更大的贡献。
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。
燃煤电厂脱硝氨逃逸检测应用现状与分析
燃煤电厂脱硝氨逃逸检测应用现状与分析所属行业: 大气治理关键词：氨逃逸脱硝技术 SCR对火电厂脱硝氨逃逸监测方法与现状进行了介绍论述。
分别介绍了氨逃逸在线检测与离线检测方法并分析对比各种检测方法的优缺点。
通过对比14台SCR 脱硝反应器取样实测氨逃逸率数值与在线氨逃逸率数值, 发现取样离线实测氨逃逸率准确性要远大于在线检测。
分析造成这样现象的原因得出在线检测测点布置方式是影响在线氨逃逸率检测准确性主要原因。
并提出改进建议。
为下一步SCR脱硝氨逃逸监测方法改进提供支撑。
为响应国家节能减排号召, 重点地区大中型燃煤火力电厂烟气排放基本完成超低排放改造, 烟气脱硝技术均采用选择性催化还原法 (SCR) 或非选择性催化还原法 (SNCR) , 使烟气NOx排放浓度在50mg/m3(标态, 干基, 6%O2) 以下。
其中采用SCR技术烟气脱硝机组占全部机组90%以上。
SCR法脱硝技术是目前世界上应用最广泛、技术最成熟的烟气脱硝技术, 具有脱硝效率高、维护方便、便于管理控制、运行可靠等技术优点。
SCR法脱硝所用还原剂一般为氨气 (NH3) , 高温条件下NH3在催化剂作用下, 与烟气中氮氧化物 (NOx) 反应将NOx还原成氮气(N2) 而将其脱出。
因此在保证脱硝效率前提下, 脱硝系统要喷入足够量的NH3。
这就存在NH3反应不完全、超标逃逸问题 (简称氨逃逸) 。
氨逃逸是目前SCR脱硝系统普遍存在的问题, 当氨逃逸浓度较大时, NH3会和烟气中三氧化硫 (SO3) 反应生成硫酸氢铵 (NH4HSO4) 。
NH4HSO4的生成会严重影响下游设备如空预器的运行, 有造成堵塞腐蚀潜在风险, 使烟气系统压力阻力升高, 严重影响机组安全稳定运行。
控制氨逃逸率大小, 对于机组控制氨耗量, 减少空预器堵塞腐蚀, 实现经济稳定运行至关重要。
目前火电厂氨逃逸监测手段主要分为在线监测和离线分析监测。
在线监测方法主要有原位式激光分析方法、抽取式分析方法等, 离线检测方法主要有靛酚蓝分光光度法、容量法、离子选择电极法、离子色谱法等。
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。
火力发电中的烟气脱硝技术研究与仿真
火力发电中的烟气脱硝技术研究与仿真火力发电是最常见的一种发电形式，它利用化石燃料中的能量，通过燃烧产生高温，从而将水转化为蒸汽，驱动涡轮发电机转动，发电。
但是，燃烧会产生大量的氮氧化物，这些气体会对大气环境造成污染，给人们的健康带来潜在的风险。
因此，烟气脱硝成为了火力发电中一个十分重要的环节。
本文将主要探讨烟气脱硝技术的研究与仿真。
一、烟气脱硝技术的研究现状烟气脱硝技术是对烟气中的NOx进行处理的技术，目前主要有选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种处理方式。
SCR技术利用催化剂和氨水/尿素溶液与烟气中的NOx反应，将NOx还原为氮气和水。
该技术高效、稳定，具有脱硝效率高、反应产品无二次污染等优点。
但是，SCR系统需要催化剂，催化剂的成本较高，而且需要专门的维护和清洗，增加了运维成本。
SNCR技术是利用氨水/尿素溶液在高温下与烟气中的NOx反应，通过还原NOx来实现脱硝的目的。
该技术操作简单，可调性强，但是需要高温和精密控制流量、温度等参数，否则会造成低脱硝效率、产生二次污染等问题。
目前，烟气脱硝技术在实际应用中，多采用SCR和SNCR技术的结合使用，以达到更好的脱硝效果，同时减少催化剂的使用量，降低运维成本。
二、烟气脱硝仿真技术的研究随着计算机技术和仿真技术的进步，越来越多的研究将仿真技术应用于烟气脱硝技术的研究中。
烟气脱硝仿真技术是指利用计算机模拟烟气脱硝反应过程，预测反应器内的流场、化学反应和质量传递等过程，进而优化反应器结构和操作参数，以提高反应器的脱硝效率。
目前，烟气脱硝仿真技术主要包括CFD（计算流体力学）和人工神经网络技术。
CFD技术可以模拟反应器内复杂的流体运动和化学反应，在实际应用中具有广泛的应用价值。
CFD仿真主要涉及反应器内的物理过程及流动特性的分析，预测反应器内的温度、湍流、微观颗粒物运动和排放物质量浓度等参数，以评估不同的反应器结构和操作参数的脱硝效果。
火电厂烟气脱硝系统氨逃逸检测新技术
LDS6 NH3逃逸
LDAS-01 NH3 逃逸
LDAS-01与西门子LDS6比对测试
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
工程应用：上海外三电厂
现场测试照片
40 35 30 25 20 15 10 LDAS-01 NH3逃逸 5 出口NOx 0
NH3 (ppm) NOx(mg/m3)
1227155306 1227150251 1227141236 1227132219 1227123204 1227114148 1227105132 1227100117 1227091102 1227082046 1227073030 1227064015 1227054959 1227045943 1227040927 1227031912 1227022855 1227013840 1227004824 1226235808 1226230752 1226221737 1226212721 1226203705 1226194650 1226185635 1226180618 1226171452
氨浓度
1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2
脱硝出口氨逃逸测试曲线
412170652 412170551 412170449 412170348 412170247 412170146 412170045 412165944 412165843 412165741 412165640 412165539 412165438 412165337 412165236 412165135 412165033 412164932 412164831 412164730 412164629 412164528 412164427 412164325 412164224 412164123 412164022 412163921 412163820 412163718 412163617 412163516 412163415
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。
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。
1.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+3H2O1.氨逃逸影响因素分析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。
1.1.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。
火电厂脱硝逃逸氨对脱硫系统及环境影响分析研究
火电厂脱硝逃逸氨对脱硫系统及环境影响分析研究通过由脱硝系统产生的逃逸氨对脱硫系统(WFCG)及环境产生的影响进行分析和研究，结果表明：在脱硫系统运行条件下和氨逃逸率均会影响排入大气的烟气中的氨含量和脱硫废水中的氨氮含量；特别是氨逃逸率对其影响最大。
在正常操作条件下，当氨逃逸率超过0.85mg/Nm3，即在标准状态下1m3烟气(干基)中所含氨量超过0.85mg时，烟囱的排放处不满足恶臭气体排放标准；脱硫塔排出的废水中的氨含量超标，需经过处理后才能满足排放标准。
因此氨逃逸使得脱硫系统排放的烟气会对环境产生影响。
为了保证排放的烟气中NOx的含量符合国家排放标准，火电厂通常采用烟气脱硝工艺来控制。
在烟气脱硝工艺中，通常采用具有良好选择性，较高效率和稳定性的SCR脱硝工艺，即将NOx与还原剂发生氧化还原反应，从而转化为无害的N2和水。
实际的应用过程中，为维持较高的脱硝效率，加入的氨量超过了与NOx等摩尔反应的理论值，导致过量的氨未能反应且随烟气“逃出”脱硝反应器，这种现象被称为“氨逃逸”。
由于受粉尘、振动以及工程中在线仪表(CEMS)在测量氨逃逸方面的偏差，以及测量环境的恶劣导致难以对氨逃逸量准确测定。
当氨逃逸较高时，会导致运行成本增加以及对锅炉烟气净化系统产生影响。
逃逸的氨少部分以硫酸氢铵的形式沉积在空预器和被飞灰带走，大部分的进入脱硫系统，因此以逃逸氨对脱硫塔以及脱硫废水处理系统及环境是否会产生影响进行了分析。
1火力发电厂锅炉尾部烟气典型工艺流程及氨逃逸量脱硝反应器的逃逸氨会随烟气进入后续系统，会对后续空气预热器、除尘器、脱硫塔等设备和脱硫废水处理工艺产生不同程度的影响。
设计规定氨逃逸率小于2.5mg/m3；但实际操作运行中，过量喷氨导致氨的逃逸率增大。
研究以1000MW 机组的烟气数据为基础，对不同的氨逃逸率和脱硫系统的操作条件对环境的影响进行了分析。
不计入烟气中部分逃逸氨沉积在预热器和飞灰对其吸附的影响。
控制烟气氨逃逸的措施及效果浅析
控制烟气氨逃逸的措施及效果浅析摘要目前国内垃圾电厂普遍采用SNCR烟气脱硝装置来减少NOX气体排放，在实际的运行过程中，因多种原因易导致氨水反应效率降低和氨逃逸率增加，结果导致飞灰固化车间氨味较重，环保物资浪费，烟气指标异常等现象；如果氨逃逸量过大容易在烟气分析仪取样管末端或滤网处生成硫酸铵盐，容易堵塞取样管和滤网，如果进入到取样装置气室有可能会对气室造成腐蚀甚至影响烟气分析仪测量的稳定性。
下面结合脱硝系统工艺及运行期间发现的问题、解决方法进行介绍，分享控制氨逃逸的措施及效果。
关键词烟气脱硝；氨逃逸；设备安全；运行经济性1 SNCR脱硝系统原理SNCR脱硝技术即选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术，是一种不用催化剂，在850～1100℃的温度范围内，将含氨基的还原剂（如氨水，尿素溶液等）喷入炉内，将烟气中的NOX还原脱除，生成氮气和水的清洁脱硝技术；在合适的温度区域，且氨水作为还原剂时，其反应方程式为：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O；当温度过高时，也会发生如下副反应：4NH3+5O2→4NO+6H2O2 SNCR脱硝系统介绍某公司配置2*300T/D机械炉排焚烧炉，脱硝系统采用SNCR工艺，还原剂采用20%溶度的氨水，该系统为上海泰欣环保工程有限公司设计产品；每台焚烧炉第一烟道各有8个氨水喷枪孔，1#炉采用上、中、下三层交错布置：上层位于28.6米处，有2个喷枪孔；中层在25.8米处，有3个喷枪孔；下层位于23米处，有3个喷枪孔。
2#炉采用两层交错布置：上层在25.8米处，有4个喷枪孔；下层位于23米处，有4个喷枪孔。
每台焚烧炉配有六个喷枪，运行人员可根据焚烧工况、NOX指标排放等情况调整喷枪投入位置及数量。
3 氨逃逸大原因分析（1）在高温条件下，氧气能与氨反应直接生成氮氧化物，这也是对脱硝效率影响最大的，而且随着温度增加，反应速率增加很快。
电厂脱硝常见问题及解决方案
电厂脱硝常见问题及解决方案摘要：氮氧化物（NOx）的排放标准越来越严格，而由于历史原因或者设计原因，电厂NOx的排放达不到国家标准，主要原因是SCR脱硝系统在实际应用中存在各种流场、NOx浓度偏差，以及催化剂的问题。
本文主要分析脱硝常见问题并提供可行建议。
关键词：电厂脱硝流场催化剂引言氮氧化物（NOx）是重要的大气污染物，煤燃烧是NOx的重要来源之一。
在反应器出口有一套NOx监测仪表，在脱硫吸收塔出口，烟囱入口也有一套NOx监测仪表。
在实际运行过程中经常出现许多情况，NOx浓度监测数据烟囱入口数值与反应器出口数据不一致，偏差较大；反应器两侧NOx浓度监测数据不一致，偏差较大；NOx排放浓度达不到国家标准；空预器堵塞；催化剂中毒。
1、流场问题及解决方案电厂出现以下问题都是脱硝流场的原因1.1脱硝SCR反应器进出口烟道A、B侧的NOx浓度测量偏差大；1.2脱硝SCR出口烟道A、B侧的NOx浓度与烟囱入口的NOx浓度测量偏差大；1.3脱硝SCR反应器进出口流场分布均匀性差，喷氨流场分布均匀性差。
解决方案若实际平均浓度偏差不大，符合偏差士10%的标准，则原因分析为：仪表测量准确性问题；测点分布问题。
若偏差较大，需要对脱硝系统进出口、空预器进口、烟囱入口等位置的烟气流场、速度场进行测试，了解烟道内真实的烟气流速、NOx和NH3浓度分布情况，提出SCR出口与烟囱入口NOx浓度偏差大的整改意见，通过实施整改措施并对脱硝系统运行方式、喷氨格栅等进行优化调整，以消除偏差、提高系统脱硝性能。
（1）脱硝系统流速场、浓度场、烟气成分测试。
在机组600MW、5OOMW、400MW、300MW负荷工况下，控制正常喷氨流量，按等截面网格法原则划分测点，SCR反应器入口视lJ点数10（孔）X6（点）、出口烟道视lJ点数5（孔）X6（点）；试验前通过拉场确定最佳测试点，烟气测试中将各点与烟气分析仪相连，分析CO、CO2、02、NO等主要气体成分。