燃煤机组烟气脱硝系统NO_x自动调节控制分析

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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。

烟气脱硝控制系统研究分析

ｏｕｔｌｅｔｏｆｒｅａｃｔｏｒＮＯｘｅｍｉｓｓｉｏｎｓｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍ．ａｎｄｔｈｅａｄｖａｎｃｅｄｃｏｎｒｏｔｌｓｙｓｔｅｍｂａｓｅｄｏｎａｔｒｉｉｆｃｉａｌｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｃｅａｎｄａｄａｐｔｉｖｅｎｅｕｒａｌｎｅｔｗｏｒｋｗｅｒｅａｎａｌｙｚｅｄａｎｄｄｉｓｃｕｓｓｅｄ．Ｂｅｓｉｄｅｓ．ｔｈｅａｄｖａｎｔａｇｅｓａｎｄｄｉｓａｄｖａｎｔａｇｅｓｏｆｔｈｅｉｒｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｔｒｅｎｄｗｅｒｅａｌｓｏｄｉｓｃｕｓｓｅｄ．Ｉｎｔｈｅ１ａｓｔ．ｓｏｍｅｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎｓｆｏｒｔｈｅｓｅｌｅｃｔｉｏｎｏｆｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍｏｒｆｔｈｅｏｆｌｆｕｅｇａｓｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎｗｅｒｅｍａｄｅ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：Ｃｏａ１．ｉｒｆｅｄｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ；Ｌｕｅｇａｓｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ；ＣｏｎｔｒｏＩｓｙｓｔｅｍ
在日益发展的脱硝技术中，控制系统的重要性越来越突出，其优越性直接关系到脱硝效率和脱硝质量。针对目前较流行的前馈环控制系统、控制反应器出口ＮＯ排放的控制系统以及基于人工智能和自适应神经网络的先进控制系统进行对比分析，讨论了他们的优缺点及其发展趋势，并对今后燃煤电厂进行脱硝系统建设时控制方案

固定源NO_x排放控制技术研究进展

ＮＨ３Ｏ３＋Ｓ＋Ｈ２ＯＮＨ４Ｏ４ＨＳ
（Ｚ）
⑧
年申请了该技术的发明专利，１７年日本开始研究和开９２发该技术，并于１７年率先实现了工业化。１７年，世９８９９
２Ｈ３Ｓ３Ｎ＋０＋Ｈ２（ＯＮＨ４Ｓ４）Ｏ２
⑨
嚣麴９棼ｌ８游黎Ｉ黼瑟 §
Ｈ－Ｃ￣ｕａａｕｓ气中的ＮＯ或者使烟气中的Ｎ０还原为Ｎ的技术，也称界上第一个工业规模的Ｎ３ＳＲＮ在日本Ｋｄｍｔ电
为烟气脱氮技术。按照其作用原理的不同，可分为催化厂投入运行，到２０年，日本共有总容量约为２．Ｗ的０２３１Ｇ
电站总容量的３％。而在我国，该技术也逐渐得到推广３应用，１９年１月、２０年６９９１００月和２０年９，福建后石０１月电厂６０ＭＷ燃煤机组１、３６０Ｘ、２号机组配套引进的ＳＲＣ脱硝装置已分别投入运行，这是我国大陆６０Ｗ机组安０Ｍ装的第一台烟气脱硝处理装置。
３ＮＨ选择性催化还原ＮＯ技术原理
Ｎ，Ｈ选择性催化还原ＮＯ技术（Ｈ一ＣＮＳＲ）最早是在面发生如下的不利反应：
２世￣５年代由美国人提出，美［Ｅｇｌａｄ￣０Ｐｏ．］ｅｅｈｒ公
１５９９
２Ｏ＋２Ｏ，Ｓ，Ｏ，Ｓ
是最好的方法，到９年代，德国共有１０Ｏ４多座电厂使用了ＳＲ，总容量达到３ＧＣ法０Ｗ。截至２０年，欧洲总共０２
有约５Ｇ５Ｗ容量的电力系统应用了ＳＲ备。在１９年Ｃ设９０

脱硝喷氨自动控制策略分析及优化

脱硝喷氨自动控制策略分析及优化
摘要：根据我国环保政策的要求，目前烟气脱硝项目已基本覆盖所有燃煤火电机组。SCR烟气脱硝技术是应用较为广泛的，该方式下喷氨量的控制是影响脱硝效率的关键。本文针对600MW超临界机组在脱硝系统投运时喷氨自动不能正常投入,无法精确控制脱硝出口NOx排放浓度的问题,分析了喷氨自动控制的影响因素,介绍了控制系统逻辑的优化方案，优化后脱硝喷氨自动调节可以长时间正常投入,出口NOx排放浓度满足了环保达标排放要求。
5.结束语
在脱销喷氨自动控制系统优化后，采取的核心方式还是常规PID控制。但是值得注意的是在控制系统的设计中采取了许多特殊措施，例如导前微分信号，前馈补偿等，使得检测信号更准确，扰动补偿更加完善，控制性能有较大的提高，在实际应用中取得了较好的控制效果。总之，系统在结构上没有发生根本的变化，毋需花太多的代价，却使控制性能有较大的提高，这是值得在控制系统设计中加以借鉴的。
关键词：脱硝，喷氨自动，SCR，优化
1.引言
某电厂2×600MW超临界燃煤机组，为满足大气污染物环保排放要求，先后对2台机组实施了脱硝改造，采用选择性催化还原(SCR)法进行脱硝，控制系统采用国电智深的EDPF-NT DCS控制，接入主机的工程系统进行操作和控制。
2台机组脱硝系统在投入运行的过程中，由于脱硝喷氨自动控制逻辑设计的不完善，加之喷氨调节门的性能不足，导致喷氨自动无法正常投入，完全依靠运行人员手动控制，无法精确控制脱硝出口NOx排放浓度，也增大了运行人员的工作强度。下面对脱硝喷氨自动控制系统存在的问题进行分析并详细介绍了优化方案。
参考文献：
[1]刘宇鑫，梁红雨，李修成，司瑞才，王松寒. SCR烟气脱硝喷氨自动控制分析及优化[J].吉林电力，2017(1):50-52.

600MW燃煤机组脱硝系统喷氨优化调整效果分析

600MW燃煤机组脱硝系统喷氨优化调整效果分析摘要：针对某600MW燃煤机组SCR脱硝系统投运后出现喷氨量不均、CEMS表计偏差大、氨逃逸报警等问题，通过喷氨优化调整，改善了脱硝装置入口氨氮摩尔比分布情况，消除了脱硝效率过高和过低的区域，使A、B侧SCR反应器出口截面NOx浓度分布趋于均匀，相对标准偏差CV值分别从133%、81%减小至31%、32%，平均氨逃逸浓度分别从4.20μL/L、3.01μL/L降低至1.31μL/L、1.32μL/L，局部氨逃逸浓度峰值分别从7.05μL/L、5.38μL/L降低至1.78μL/L、1.73μL/L。

SCR出口NOx浓度分布均匀性得到明显改善，CEMS取样测量代表性提高，不同区域脱硝效率波动减小，局部氨逃逸浓度峰值显著降低。

关键词：燃煤机组；烟气脱硝；氨逃逸；喷氨优化调整1引言对SCR脱硝系统而言，氨耗量和氨逃逸是非常关键的运行指标，喷氨不足时会导致NOx排放超标，受到环保部门考核；喷氨过量时又会导致氨逃逸超标，逃逸的氨气与烟气中的三氧化硫发生反应生成硫酸氢铵，造成下游空预器等设备堵塞，威胁机组的安全稳定运行［1］。

超低排放改造后，燃煤机组NOx的排放限值进一步降低，在脱硝入口NOx浓度不变的情况下，脱硝效率大幅提升，对脱硝装置性能的要求也同步提升。

对于完成超低排放改造后的脱硝装置，氨耗量和氨逃逸的大小很大程度上取决于脱硝装置入口烟气中氨氮摩尔比分布的均匀性，均匀性越好，SCR脱硝装置的性能越佳［2］。

另一方面，在机组运行过程中，飞灰堵塞、冲蚀或者ABS堵塞会影响SCR反应器截面局部催化剂活性，喷氨格栅和喷氨支阀的磨损、堵塞会改变脱硝入口氨气流量的分配，这些因素都会影响脱硝装置的性能。

为此，需定期进行喷氨优化调整试验，改善SCR入口氨气分配的合理性，减小氨耗量和局部较高的氨逃逸浓度，使脱硝装置处于最佳运行状态。

文献［3］针对SCR脱硝系统喷氨格栅运行效果对脱硝系统的影响进行说明，列举了喷氨格栅实际运行中存在的问题，说明了喷氨格栅优化调整的必要性，并对喷氨格栅优化调整的试验方法、预期效果及注意事项等进行了介绍。

NOX控制原理及实际应用

NOX控制原理及实际应用摘要：该发电厂1000MW超超临界燃煤机组锅炉为上海锅炉厂设计制造，单炉膛塔式布置、一次中间再热、四角切圆燃烧、双送风机、双一次风机、双汽动引风机、六台磨煤机。

对大容量燃煤机组来说，切向燃烧技术具有 NOx 排放量低的固有特点。

在利用分段燃烧方法发展先进的低 NOx 控制技术时，切向燃烧过程一直是个有利的因素。

一、控制原理选择性催化还原烟气脱氮法的主要反应是在一定的温度和催化剂的作用下，氨气与烟气中的NOx 反应生成对空气无害的氮气和水汽，目前喷氨调整器以控制烟囱侧出口Nox浓度为目标进行自动调整，一般情况下自动均能有效调节。

燃料中的氮化合物在燃烧过程中氧化反应而生成的NOx。

燃料进入炉膛被加热后，燃料中的氮有机化合物首先被热分解成氰(HCN)、氨(NH4)和CN 等中间产物，它们随挥发份一起从燃料中析出，它们被称为挥发份N。

挥发份N 析出后仍残留在燃料中的氮化合物，被称为焦炭N。

随着炉膛温度的升高及煤粉细度的减小，挥发份N 的比例增大，焦炭N 的比例减小。

挥发份N 中的主要氮化合物是HCN 和NH3，它们遇到氧后，HCN首先氧化成NCO，NCO在氧化性环境中会进一步氧化成NO，如在还原性环境中，NCO 则会生成NH，NH 在氧化性环境中进一步氧化成NO，同时又能与生成的NO 进行还原反应，使NO 还原成N2，成为NO的还原剂。

由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx 的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。

低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量（高温、富氧这两个条件都满足后，NOX产量多），以达到阻止NOx生成。

及降低其排放的目的。

二、设备选择本工程烟气脱硝采用选择性催化还原（SCR）脱硝工艺，一炉两个反应器，液氨卸料、储存、蒸发等为公用系统。

烟气脱硝系统包括：1.烟气系统烟气系统是指从锅炉尾部低温省煤器下部引出口至 SCR 反应器本体入口、SCR 反应器本体出口至回转式空预器入口、回转式空预器出口至布袋除尘器进口之间的连接烟道。

SCR烟气脱硝喷氨自动控制分析及优化

SCR烟气脱硝喷氨自动控制分析及优化摘要：随着我国环境保护法律、法规和标准的日趋严格及执法力度的加大，电厂先后进行了燃烧器低碳改造和脱硝装置加装。

其中，大型电站主要主要烟气脱硝技术为选择性催化还原法(SCR)，通过化学反应降低NOx排放。

本文主要分析了SCR烟气脱硝喷氨自动控制分析及优化策略。

有不对之处，请批评指正。

关键字：SCR；烟气脱硝；自动控制；优化NOx被证明是引起酸雨、诱发光化学烟雾、温室效应及光化学反应主要物质之一。

根据《火电厂大气污染物排放标准》，降低燃煤电站污染物NOx排放浓度限值，提供清洁能源，建设绿色环保电厂已势在必行。

我国目前新建大型火力发电机组大多采用SCR，选择性催化还原法方法，SCR法一般是将氨类等还原剂喷入烟气中，利用催化剂将烟气中的NOx转化为N2和H2O。

为了确保烟气脱硝效率，增强脱硝系统的可靠性、连续性以及经济性，需要配置可靠性较高的自动调节系统。

笔者结合实际经验，探讨了SCR烟气脱硝喷氨自动控制及优化方法。

1 SCR工作原理及流程SCR工艺是在催化剂作用下以液氨为介质，通过化学反应使NOx转化为N2和H2O。

SCR系统一般由液氨存储系统、氨/空气喷射系统及催化反应器系统组。

首先，将液氨槽车内液氨卸入液氨储槽，然后进入氨气蒸发器将液氨加热蒸发成氨气，再经过气液分离器后氨气调压至所需压力进入氨气缓冲罐，送出气化站供后续使用。

氨气进入SCR区后一般分为两路，反应器内烟气浓度等经DCS计算后通过调节阀调节气氨的流量后进入氨/空气混合器使空气和氨气以文丘里管喷射的方式在混合器内进行混合后送至分配总管，由总管通过每个支管的流量调节进入喷氨格栅，继而进入SCR反应器中与NOx进行催化反应。

2 SCR脱硝控制系统特性分析控制系统对象的动态特性取决于结构特性，SCR脱硝控制系统具有其特殊性，从脱硝系统的工艺流程可看到，氨喷射格栅至SCR反应器上游的位置是氨气与烟气的混合区域，虽然已经喷氨，但由于最终过程是一个化学反应，进入反应器催化剂层前，化学反应没有产生，所以调节不会影响到控制对象。

浅析我厂对NOX的控制方法

浅析我厂对NOX的控制方法摘要：简述脱硝硬件改造，NOX生成的机理及运行中如何调整控制NOX。

关键词：NOX控制当前国家对氮氧化物的排放提出了高要求，我厂从2012年开始对NOX的排放已经采取了燃烧调整控制，脱硝系统、超低排放改造等手段，对燃煤机组NOX的排放控制不大于50mg\Nm3。

对NOX控制总的来说可分为两部分，即硬件改造和运行调整来达到目的。

一、我厂脱硝系统硬件改造我厂四台锅炉在几次大修中均进行了脱硝改造，分别采用了低氮燃烧技术和SCR脱硝法等两种技术。

锅炉燃烧系统低氮燃烧器改造：更换原有20只燃烧器，采用DRB-4ZTM（A/B 层，底层）和AIREJETTM（C/D/E层）新型低NOX旋流燃烧器。

将后墙C层2只燃烧器移至前墙C层，在前后墙燃烧器上方增加燃尽风OFA喷口，以实现分级燃烧，降低NOX值。

SCR法烟气脱硝的设备改造：锅炉布置两台SCR反应器，位于锅炉省煤器后空气预热器前，SCR反应器本体内装有两或三层蜂窝状催化剂，与氨充分混合的烟气进入反应器本体后，在催化剂的催化作用下烟气中的NOX与氨进行氧化还原反应，生成N2和水，达到脱硝的目的。

二．生产运行中调整控制NOX从我厂四台机组前期的运行情况看，运行中经常发生NOX排放值超标现象。

主要问题是机组在中低负荷的情况下，尤其是保持C磨煤机运行时更明显；在机组快速减负荷时，由于风量调整不及时（风量偏大）NOX值超标现象；开停机过程中控制则更难。

NOX分热力型NOX和燃料型NOX。

热力型NOX是燃烧空气中的N2氧化而成；燃料型NOX是指燃料中的氮在燃烧过程中经过一系列的氧化—还原反应而生成的NOX，它约占总NOX的80－90%。

根据NOX生成机理，概括NOX的转化率关系为：（1）燃料中N的含量↑→转化率↑；挥发份↑→转化率↑（2）煤粉浓度即风煤比↓→转化率↑；（3）过量空气系数α↑→转化率↑；（4）炉内温度↑→转化率↑。

因煤种的不可控，我们往往只能控制炉膛温度和氧气浓度。

分析火电机组脱硝控制系统优化

分析火电机组脱硝控制系统优化摘要：针对目前机组脱硝系统存在的不完善，从脱硝系统相关设备、DCS逻辑优化和相关参数设置等方面进行了研究和改进，提高脱硝系统自动投入率，确保脱硝系统符合国家排放要求。

关键词：火电；脱硝；控制；优化1、概述由于脱硝改造为近几年才陆续开展的项目，而且短时间内大批改造项目投用，但是目前各火电厂的脱硝喷氨控制系统在设备、设计及控制策略等方面均存在一定的不完善，导致电厂各机组的脱硝自动调节相差较大，脱硝效率及电厂运行经济性较差。

而且不少机组脱硝喷氨自动投入后，NOX波动大且振荡不容易稳定，特别是在变负荷及启停磨煤机时，NOX动态偏差较大。

为了避免出口NOX排放超标，火电厂在操作脱硝调节系统是时只能增大喷氨量，容易造成喷氨过量，出现大量氨逃逸，从而对锅炉空预器、烟道等设备将造成巨大的伤害，为火电机组埋下极大的隐患。

2、脱硝喷氨控制系统的设备现状（1）部分机组喷氨调节阀执行机构死区大、线性差，尤其尿素热解喷枪调节阀更严重，严重影响自动调节效果。

（2）脱硝烟道截面大，内部流场不均，导致NOX、氧浓度分布不均，造成测量误差，导致SCR出口NOX平均值与排烟NOX偏差较大。

（3）对于大部分部分尿素热解法脱硝的机组，尿素热解炉至A、B设计的操作方法是手动调整，无法实现远程连续调节，在A、B脱硝反应器入口烟气质量与NOX含量不一致时，一侧会出现喷氨过量，两侧SCR出现偏差。

（4）部分机组脱硝系统CEMS测点不准，影响脱硝控制和排放考核。

3、脱硝喷氨控制策略现状脱硝被控对象（氨流量-烟囱入口NOX浓度）的响应纯延迟时间接近3分钟，整个响应过程达十几分钟，是典型的大滞后被控对象。

目前普通采用的控制策略为比较简单的控制策略，无法获得良好的调节品质，具体有如下几点：（1）部分机组脱硝控制为单回路，控制逻辑简单，很难适应机组各种运行工况的变化。

（2）很多机组脱硝控制被调量为单一反应器出口NOX，而SCR出口NOX浓度与烟囱入口NOX浓度不论静态还是动态存在一定误差，影响考核结果。

火电机组脱硝自动控制系统优化

火电机组脱硝自动控制系统优化环境问题不仅在国内受到越来越多的重视，也是世界各国普遍面临的问题，经济发展要与环境保护同步是大勢所趋。

我国政府对各个企业的绿色发展要求越来越高，对企业环境保护要求也日益严格。

为了迎合国家的节能减排政策，降低环境污染，火电厂为防止锅炉内煤燃烧后产生过多的NOx污染环境，应对锅炉的烟气进行脱硝处理，本文主要阐述了火电机组脱硝自动控制系统的重要性、当前出现的问题以及优化自动控制系统的措施。

标签：火电机组;脱硝;自动控制;系统优化脱销自动控制系统运行的效率直接影响脱硝成果，如果自动控制系统运行不正常，会增加液氨量的消耗，从而提高火电机组运行总成本，甚至脱硝后的氮氧化物排放量超出規定标准，污染环境。

一、火电机组脱硝控制系统优化的意义火电厂运行中通常情况下是以煤炭作为动力燃料，在这个过程中发生多重的物理和化学变化，化学能向热能转化，通过动力机械的装置，将产生的热能转化机械运转的机械能，再将机械能转化成人类能够利用的电能。

火电厂生产过程中产生大量的排放物，如果不加以处理，会对环境造成巨大的影响，因此必须采取措施对烟气进行处理后再排放。

目前广泛采用的措施是脱硫脱硝技术，将烟气处理到符合国家环保规范。

因此，脱硝自动控制系统的优化升级与不断改进就显得格外重要，完善的脱硝自动控制系统会直接促进脱硝效果的提升以及火电机组运行成本的下降，同时也促进自身企业的长远发展。

二、火电机组脱硝自动控制系统当前面临的主要问题通过对多台火电机组脱硝自动控制系统不能正常发挥作用的原因分析，对自动控制系统的各个组成部分进行了细致的考查，总结出了当前火电机组脱硝自动控制系统普遍存在的问题。

（一）烟气流量值计算方法不当通过从副调节器中统计烟气流量的方法计算出来的喷氨值往往与实际值有很大偏差，因为副调节器本身使用的烟气流量值就不够准确，导致计算值与实际需求值的较大出入，因此操作系统就不能达到预期运行效果。

而采用计算总风量折算出的烟气值能够有效的改变这一弊端，使计算值与实际需求值更加吻合，使自动控制系统发挥出更好的效果。

火电机组脱硝自动控制系统优化

火电机组脱硝自动控制系统优化发布时间：2022-07-28T06:07:28.098Z 来源：《福光技术》2022年16期作者：赵倩[导读] 目前我国针对火电厂燃煤产生的NOx减排问题，主要有两种解决方案，第一种是在燃烧过程中加以控制，需要优化燃烧系统，降低产生的NOx含量，以达到排放标准;第二种是对燃烧后的尾气加以处理，即进行烟气尾气脱硝。

河南京能滑州热电有限责任公司河南省安阳市 456400摘要：火电厂作为煤炭使用的“主力军”，燃煤产生的氮氧化物（NOx）是大气的主要污染源，超量的排放不但会造成酸雨的形成，也会产生光化学烟雾，严重危害生态环境和人类健康。

近年来，我国坚持走可持续发展路线，对环境质量提出了更高的要求，相继出台了一系列环保政策，明确规定了火电厂NOx的排放标准，这无疑对火电厂的脱硝自动控制系统提出了更大的挑战。

鉴于此，本文将对火电机组脱硝自动控制系统优化进行简要的探讨。

关键词：火电机组；脱硝；自动控制系统；优化；SCR1SCR脱硝技术目前我国针对火电厂燃煤产生的NOx减排问题，主要有两种解决方案，第一种是在燃烧过程中加以控制，需要优化燃烧系统，降低产生的NOx含量，以达到排放标准;第二种是对燃烧后的尾气加以处理，即进行烟气尾气脱硝。

目前火电厂是将低氮燃烧技术和烟气脱硝技术结合投入使用。

在尾部烟气脱硝技术中，主要有选择性催化还原(SCR)技术、选择性非催化还原(SNCR)技术以及SCR-SNCR混合脱硝技术。

综合考虑脱硝效率、工艺复杂度、工程造价和运维费用这几方面的因素，选择性催化还原(SCR)技术使用频率较大，应用较为广泛。

它作为一种高效的烟气脱硝技术，NOx的脱除效率可维持在80%-90%，且二次污染小，技术相对成熟。

2SCR脱硝原理火电厂SCR烟气脱硝系统采用高灰高尘布置工艺，安装在省煤器和空预器之间。

尿素热解和水解产生的NH3通过喷氨格栅均匀喷入烟道中，与烟气充分混合后进入SCR反应器，在蜂窝式催化剂的作用下进行选择性催化还原反应，生成无毒害的N2和H20，达到脱硝的目的，脱硝系统如图1所示。

分析火电机组脱硝自动控制系统优化

分析火电机组脱硝自动控制系统优化【摘要】本文旨在通过对火电机组脱硝自动控制系统进行优化分析，提高脱硝效率，降低对环境的污染。

首先介绍了火电机组脱硝系统的基本概况，然后对自动控制系统进行了详细分析，揭示了其中存在的问题。

接着探讨了针对这些问题的优化方案，并对优化效果进行评价。

在总结了优化措施，并展望了未来的发展方向。

通过本研究可为火电机组脱硝自动控制系统的优化提供参考，促进脱硝技术的持续改进，为环保事业作出更大的贡献。

【关键词】火电机组、脱硝、自动控制系统、优化、问题分析、方案探讨、效果评价、优化措施、未来展望、结论1. 引言1.1 背景介绍火电机组在能源生产中起着至关重要的作用，而脱硝技术则是保障火电机组排放达标的关键。

随着环保要求的不断提高，火电厂对脱硝设备性能和控制系统要求也越来越高。

脱硝自动控制系统作为影响脱硝效率和稳定性的重要因素，需要不断优化和改进。

对火电机组脱硝自动控制系统进行优化研究具有重要的意义和价值。

当前，我国火电厂脱硝技术已经相对成熟，但仍然存在一些问题，如控制系统不够智能化、稳定性有待提高、能耗较高等。

通过对火电机组脱硝自动控制系统进行优化，可以提高脱硝效率，降低能耗，减少污染物排放，实现环保和经济的双赢。

本研究旨在通过对火电机组脱硝自动控制系统进行深入分析，探讨其中存在的问题，并提出相应的优化方案，进一步优化脱硝控制系统的性能，提高其效率和稳定性。

希望通过本研究的进行，为火电厂脱硝技术的发展和应用提供参考和支持，推动我国环保产业的可持续发展。

1.2 研究意义研究火电机组脱硝自动控制系统的优化意义重大。

脱硝系统是火电厂尾气处理的重要环节，对减少大气污染物排放，保护环境和人类健康具有重要作用。

提高脱硝系统的效率和性能，减少氮氧化物排放是当前环保政策的重要课题。

脱硝自动控制系统的优化将有助于提高火电机组的运行效率和稳定性，降低运行成本，减少能源消耗，提高发电效率。

这不仅符合节能减排的国家政策导向，也将为火电企业带来经济效益和市场竞争力。

浅谈某厂脱硝系统控制优化改造后的运行分析及研究

浅谈某厂脱硝系统控制优化改造后的运行分析及研究发布时间：2021-12-10T03:04:33.838Z 来源：《电力设备》2021年第9期作者：陈云飞[导读] 目前，火力发电厂降低NOx系统改造的主要方式是进行低氮燃烧器改造。

（国家能源集团谏壁发电厂江苏镇江 212006）1.低氮燃烧器介绍1.1低氮燃烧器工作原理目前，火力发电厂降低NOx系统改造的主要方式是进行低氮燃烧器改造。

低氮燃烧器改造的原理是采用空气分级燃烧技术，其原理是煤粉在锅炉下层燃烧区域进行缺氧燃烧，在锅炉上层燃尽区域进行富氧燃烧，通过这种方式可有效防止NOx瞬间增大现象的产生，起到控制和降低NOx生成的目的。

无论是采用前后墙对冲布置的旋流燃烧器，还是采用切向燃烧布置的直流燃烧器，在经过空气分级燃烧之后，都可使烟气中NOx的排放浓度降低20%~40%，使锅炉锅炉出口NOx浓度控制在130~400 mg/m3左右。

1.2低氮燃烧器的不足低氮燃烧器的改造只是将进入炉膛的二次风进行重新分配布置，使之满足空气分级燃烧技术所要求的下层缺氧，上层富氧的燃烧方式。

而在实际运行中所有二次风挡板投入自动模式，挡板开度指令是根据对应煤层的煤量所计算出的函数给出，此种方式只是单纯的满足该煤层燃烧所需要的二次风量，虽然总体上来说锅炉出口NOx的浓度较之前大幅下降，但是由于负荷变化投停燃烧器，入炉煤种的不断变化以及燃烧所需风量的变化，都会引起锅炉出口NOx的不断变化，有时候会导致NOx异常偏高或偏低。

若此时脱硝系统尿素喷氨调整不及时，则可能引起脱硫侧NOx小时均值超标，引起环保指标超限被考核。

而NOx的异常偏低则会导致炉膛缺氧燃烧较为严重，会引起水冷壁的严重结焦和高温腐蚀。

2.某厂脱硝系统优化过程2.1低氮燃烧器改造后的问题某电厂在2016年对两台1000MW塔式炉相继进行了低氮燃烧器改造，改造后，NOx的排放浓度由原来的230~290 mg/m3左右降低至150~200 mg/m3左右，在某些工况下，甚至能够降低至130mg/m3左右。

锅炉NO_x排放优化调整简析

锅炉ＮＯｘ排放优化调整简析王后忠，连　鹏（呼和浩特热电厂，内蒙古呼和浩特　０１００１０）摘　要：本次试验实现低氮燃烧器改造设计预想，探索改造后锅炉低氮优化运行方式，检验改造效果，为以后运行和检修提供优化建议，主要完成了两台锅炉制粉系统的煤粉细度优化和锅炉炉效、ＮＯｘ排放优化。

关键词：ＮＯｘ；脱硝；锅炉中图分类号：ＴＫ２２７文献标识码：Ａ文章编号：１００６—７９８１（２０１６）０８—００６７—０２１　设备概况锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的，ＨＧ６７０／１３．７—ＹＭ１３型锅炉呈“Π”型布置。

炉膛四周布满了Φ６０×７ｍｍ的膜式水冷壁，炉膛上方布置有前屏过热器，炉膛出口处布置有后屏过热器。

水平烟道由斜坡水冷壁和侧包墙管组成，水平烟道内布置有对流过热器和再热器热段，转向室竖井由前、后、侧包墙管组成，布置有再热器冷段和省煤器，回转式空预器布置在ＮＺ—４、Ｚ—５柱子之间与转向室竖井用连接烟道连接。

为实现低氮燃烧器改造设计预想，探索改造后锅炉低氮优化运行方式，检验改造效果，为以后运行和检修提供优化建议，两台锅炉低氮燃烧改造后调整试验。

主要完成了两台锅炉制粉系统的煤粉细度优化和锅炉炉效、ＮＯｘ排放优化。

２　运行中存在的问题两台炉的煤粉细度摸底如下表所示，其中１＃炉Ｂ磨和＃２炉的Ｂ磨、Ｃ磨及Ｄ磨煤粉Ｒ９０高于３０％，１＃炉Ａ磨煤粉细度稍低，拟对分离器挡板进行优化。

试验期间从＃２炉大渣中可以明显看到粗约０．５ｍｍ煤粉颗粒，最大煤粉颗粒达５ｍｍ。

根据磨运行情况，１＃炉Ａ磨出力受限，石子煤排量较大，说明煤粉细度偏细已影响到磨煤机出力，需要适当调大分离器挡板开度以释放出力。

而运行中反映电流较高，石子煤量较大的Ｃ、Ｄ两台磨煤机细度则未见明显偏细，建议再从其他方面分析Ｃ、Ｄ磨电流偏高的原因。

２＃炉经分离器挡板调整煤粉细度后，在各种磨组合下大渣中均可见粒径大于３ｍｍ原煤颗粒。

受此影响，２＃飞灰底渣可燃物偏高的问题仍未解决，同时还带来了２＃炉出口ＣＯ高于１００ｐｐｍ的问题和排烟温度高的问题，ＣＯ最高时甚至高达１０００ｐｐｍ櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗櫗。

燃煤锅炉降低NO_X排放的技术措施

燃煤锅炉降低N O X排放的技术措施贾相如　闫志勇　王胜捷　王清华(内蒙古工业大学电力学院)王　华(蒙达发电责任有限公司) 摘　要:本文概括介绍了降低燃煤NO X排放的低NO X燃烧技术和烟气处理降低NO X技术,提出了适合我国国情的基本措施。

关键词:燃煤锅炉;NO X排放;烟气处理氮氧化物中的NO、NO2有很大的毒性,NO X与碳氢化合物在强烈的阳光作用下会生成浅蓝色的有害烟雾,同时使大气对流层中臭氧O3的浓度不断增加,这都将直接危害人体和动物的健康。

NO2是一种温室气体,导致大气温度升高,同时它还会破坏地球平流层中的臭氧层,增加人类患皮肤癌的机会。

煤的燃烧是产生NO X的重要来源,现对降低燃煤NO X排放的主要技术作一简单介绍。

1　燃烧过程中NO X生成的三种途径1.1　燃料型NO XNO X是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中氧化而生成的,它的生成量与氧的浓度、燃烧温度密切相关,氧的浓度越高,燃烧温度越高,生成量越大。

燃料型NO X主要在燃料燃烧的初始阶段生成。

1.2　热力型NO XNO X是燃烧空气中的氮气在高温下氧化生成的,它的生成反应对温度要求较高,在燃烧温度低于1500℃时,NO X生成量极少,而只有当温度高于1 500℃时,它的生成量才较大,并随温度升高而增加。

1.3　瞬时反应型NO X它是空气中的氮气在燃烧过程中和碳氢离子团反应生成的NO X,它的生成量很少,往往可以忽略不计。

2　降低NO X排放的技术降低NO X的排放有两种措施,一是控制燃烧过程中NO X的生成,二是对生成的NO X进行处理,由此发展起了两大类降低NO X的技术,即低NO X燃烧技术和烟气处理降低NO X技术。

大部分发达国家通过清洁生产工艺或产品示范项目、信息交流和制定发展计划以支持清洁生产的推行。

我区在这方面也需适当考虑,特别是涉及推行清洁技术的生产投资和信贷政策,更是重中之重。

目前,对于企业推行清洁生产所需要的资金能否给予优惠,优先投资,是现阶段清洁生产在企业中能否顺利实现的关键之一,其它保障与支持性政策也需配套出台,才能起到应有的作用。

分析火电机组脱硝自动控制系统优化

分析火电机组脱硝自动控制系统优化随着社会经济的发展，工业化进程不断加快，电力需求持续增长。

火电厂作为我国主要的电力生产方式之一，在电力生产中占据着重要的地位。

火电厂的排放问题也日益引起人们的关注。

氮氧化物（NOx）是火电厂燃烧过程中产生的一种有害气体，对环境和人体健康造成严重影响。

脱硝技术成为了当前火电厂环保治理的重要一环。

而脱硝自动控制系统的优化，则是提高脱硝效率和降低运维成本的关键。

一、脱硝自动控制系统的作用和优化意义脱硝自动控制系统主要用于对火电机组燃烧过程中产生的NOx进行有效的去除。

通过优化该系统，可以实现以下几方面的目的：1、提高脱硝效率：采用先进的控制系统和优化的运行策略，可以确保脱硝设备在各种工况下都能有效地去除NOx，从而达到更高的脱硝效率。

2、降低运维成本：优化脱硝自动控制系统设计，可以减少系统运行中的能耗、耗材和人力成本，降低运维成本，提高系统的经济性。

3、保障环保要求：提高脱硝效率也会减少NOx排放，有利于企业在环保要求日益严格的形势下，顺利通过相关环保检测，保障企业的生产经营。

为了达到上述优化目的，脱硝自动控制系统的优化主要包括以下几个方面的工作：1、优化控制策略：通过优化脱硝设备的自动控制策略，可实现对燃烧过程的更精准控制，提高NOx的去除效率。

还可以根据火电机组的运行状态和负荷变化，灵活调整控制参数，确保系统在不同工况下都能稳定运行。

2、提高设备运行稳定性：对脱硝设备的运行稳定性进行优化，包括设备设计、设备材料选择、设备运行维护等方面，确保设备长期稳定运行，减少故障发生，降低运维成本。

3、智能化改造：采用先进的智能控制技术，使脱硝自动控制系统能够实现自主学习、自适应调节，提高系统对于火电机组运行状态变化的适应能力，优化控制效果。

4、数据分析和预测：通过对脱硝设备运行数据的分析和预测，可以实现对脱硝设备性能的实时监测和预判，及时发现问题并进行处理，确保设备长期稳定高效运行。

SCR烟气脱硝喷氨自动控制系统优化

SCR烟气脱硝喷氨自动控制系统优化摘要：针对某电厂135MW机组在脱硝系统投运时喷氨自动不能正常投入，无法精确控制NOX排放浓度的问题，分析了喷氨自动控制的影响因素，对现有喷氨自动控制系统进行优化。

主要为增加反应器出口和烟囱排口NOX半小时均值，目标值改为烟囱排口NOX,用炉膛出口氧量作为前馈，增加CEMS异常时的确认开关，优化后脱硝喷氨自动控制系统可以长时间正常投入，排口NOX满足了环保达标排放要求。

关键词：烟气自动监控系统（CEMS) 脱硝喷氨 SCR（选择性催化还原法）优化改造半小时均值氧量 NOX (文中出现的均为氧折算后的NOX)0序言某电厂2台135MW机组脱硝改造工程采用SCR（选择性催化还原法）方法，喷氨自动调节系统逻辑为脱硝改造工程总承包公司设计提供，喷氨自动调节系统逻辑纳入DCS控制。

投产后发现烟囱排口NOX易超标，运行人员反映喷氨自动控制系统性能较差，同时难以对反应器出口NOX值进行设定及操作调整，如果设定值较大，将导致喷氨量较小，容易产生排口NOX值超标，如果设定值较小，将导致喷氨量过大，容易引起空预器堵塞和腐蚀、反应器催化剂过早失效及浪费氨气等问题。

经过热工人员的仔细分析研究，陆续对喷氨自动控制系统进行了优化改造，取得了良好的效果。

1初始喷氨自动控制策略原脱硝喷氨自动控制策略是甲、乙侧分别控制的串级回路控制，与单回路比例—积分—微分(PID)相比，串级回路控制相对复杂，该串级控制回路由主调和副调控制回路组成。

主调控制回路根据反应器出口NOX质量浓度与其设定值的偏差经PID调节输出，直接对计算出理论所需的喷氨流量进行修正。

理论所需的喷氨流量则是由送风量所计算出的烟气量乘以反应器入口NOX 质量浓度与出口NOX设定值之差，再乘以二者摩尔比得到氨气需求量。

副调控制回路由主调回路修正后得到的喷氨流量作为副调的给定值，与喷氨流量测量值的偏差经过PID调节后输出自动控制指令，控制喷氨流量调节阀开度，改变喷氨量大小。

660MW机组烟气脱硝控制系统分析及应用的开题报告

660MW机组烟气脱硝控制系统分析及应用的开题报告一、选题背景随着环保意识的不断提高，烟气脱硝技术已逐渐成为一项必要的、标志性的污染控制技术，在中国电力工业中得到了广泛应用。

在现代电力工业中，燃煤是主要的能源来源，其燃烧产生的SO2和NOx是空气污染的主要来源。

烟气脱硝技术主要是利用化学反应的方法，将烟气中的NOx转化为无害的氮气和水，从而达到减少氮氧化物排放的目的。

660MW机组是目前国内大型火力发电机组中应用最广泛的一种，其烟气量大、操作稳定、适合进行烟气脱硝技术应用，因此其烟气脱硝技术的研究和应用具有重要意义。

本文旨在分析660MW机组烟气脱硝控制系统的结构和运行过程，了解其对烟气脱硝的影响，探讨其适用性和优化控制方法，为燃煤电厂的环保治理提供参考和指导。

二、研究内容1.660MW机组烟气脱硝技术概述2.660MW机组烟气脱硝控制系统结构介绍3.660MW机组烟气脱硝过程的控制原理4.660MW机组烟气脱硝效果的分析与评估5.660MW机组烟气脱硝技术的应用实践分析6.660MW机组烟气脱硝技术的优化控制方法探讨7.660MW机组烟气脱硝技术的未来发展方向展望三、课题意义本文的研究旨在探讨660MW机组烟气脱硝技术的结构、原理、效果以及应用方法等方面，对于现代电力工业中燃煤电厂的环保治理有着重要的意义：1. 分析660MW机组烟气脱硝控制系统的研究现状和发展趋势，为研究相关领域提供参考和指导；2. 掌握660MW机组烟气脱硝控制系统的结构、工作原理、控制过程等关键技术，推进烟气脱硝技术的应用研究；3. 分析660MW机组烟气脱硝技术的运行效果和应用效果，为电力工业的环保治理提供技术支持和改进方向；4. 探讨660MW机组烟气脱硝技术的优化控制方法，提高其烟气脱硝效率与稳定性，为燃煤电厂的环保治理提供可行性方案。

四、研究方法本文将采用文献资料调研、实验研究、案例分析等研究方法，从理论和实践两个方面探讨660MW机组烟气脱硝技术的结构、控制原理、效果和应用等问题，并对其中不足之处进行改进，提出优化控制方案。

燃煤火力发电厂脱硝喷氨自动控制方案优化研究

燃煤火力发电厂脱硝喷氨自动控制方案优化研究陈锁宏【摘要】燃煤火力发电厂主要是利用脱硝装置控制锅炉脱硝出口氮氧化合物(NOx)的排放浓度,多数采用选择性催化还原(Selective Cataletic Reduction,简称:SCR)法,利用液氨还原剂喷入锅炉省煤器出口与空预器之间高粉尘区,产生化学反应,实现自动、精确控制出口NOx浓度的方案.大唐户县第二热电厂(以下简称"户二")脱硝装置投入前期,因自动控制方案不完善,控制参数调整不准确,多次造成锅炉出口氮氧化合物(NOx)排放超标.通过对脱硝喷氨自动控制方案的改进和参数的精细化调整,解决了这一技术难题.本文详细介绍了户二脱硝自动控制优化后的方案.【期刊名称】《电子世界》【年(卷),期】2016(000)013【总页数】2页(P84,110)【关键词】脱硝;氮氧化合物;控制方案;优化调整【作者】陈锁宏【作者单位】大唐陕西发电有限公司【正文语种】中文脱硝工程的建设有利于提高企业社会形象和实现企业可持续发展，在认真履行社会责任方面起到模范作用，对改善周围环境、促进地区社会稳定和经济可持续发展起到积极作用。

2014年国家发改委、国家环保部、国家能源局三部委联合下发“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知”，要求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（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量、浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米）。

户二2015年底1号机组超低排放改造工程完成并投入运行。

为了达到安全、经济、环保、精细化的喷氨量调整控制，在总结各种控制方式优缺点的基础上，设计出一种双回路串级预估值摩尔比的一种控制方式，有效满足了锅炉脱硝出口NOx浓度在不同运行工况下的控制指标要求，降低了氨逃逸，抑制了空预器堵塞，节能、环保效果明显。

目前行业内对脱硝喷氨自动控制方案，主要集中在单回路控制、单回路前馈控制、双回路串级控制等方式。

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定、快速变负荷、启停制粉系统等工况下，出口ＮＯ。浓度均可得到很好的控制。关键词：燃煤机组；脱硝效率；氨逃逸中图分类号：ＴＭ７６文献标志码：Ｂ文章编号：１００１９８９８（２０１７）０５ —００５５０４
缓冲罐、氨气导灌泵、废水泵、废水池等设备。蒸发器采用温度为３２５℃ ，压力为０．６ＭＰａ的蒸汽加热；氨气（压力为０．４～０．５ＭＰａ）进入蒸
发器受热蒸发到４０℃ ，蒸汽进口阀调节蒸汽量，
Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＡｉｍｉｎｇａｔｐｒｏｌｅｍｓｄｕｒｉｎｇｔｈｅｃｏｎｔｒｏｌｐｒｏｃｅｓｓｏｆＳＣＲｆｌｕｅｇａｓＮＯｉｎｃｏａｌ — ｆｉｒｅｄｂｏｉｌｅｒ，ｔｈｉｓｐａｐｅｒａｎａｌｙｚｅｓｔｈｅｃａｕｓｅｓ，
器，锅炉脱硝入口烟温在３３０～４２０℃ 。经脱硝中
１．２脱硝反应器
烟气脱硝装置的烟道及反应器位于锅炉省煤器后空气预热器前，氨喷射格栅安装在脱硝反应器烟气进口（前端）。烟气在锅炉出口处被分为２路，每路烟气并行进入一个垂直布置的脱硝反应器中，并向下流过均流板、催化剂层，进入回转式空气预热器、静电除尘器、脱硫系统和湿式除尘
造，２０１５年对锅炉原配套脱硝装置除保留原有２
层催化剂的基础上，又增加了第３层催化剂。脱硝工艺采用选择性催化还原法，从锅炉省煤器来的烟气，在脱硝反应器入口前的烟道中通过喷氨
Ｃｏａｌ — ｆｉｒｅｄＢｏｉｌｅｒＦｌｕｅＧａｓＳＣＲＮＯＡｄｊｕｓｔｍｅｎｔＣｏｎｔｒｏｌＡｎａｌｙｓｉｓ
ＸｕＨｏｎｇｂｉｎ
（ＨｅｂｅｉＨｅｎｇｆｅｎｇＰｏｗｅｒＣｏ．，Ｉｔｄ．，Ｈｅｎｇｓｈｕｉ０５３０００，Ｃｈｉｎａ）
的多层催化剂将烟气中的部分Ｎ（）后，烟气进入锅炉空气预热器。之后进人双吸收塔脱除Ｓ（），然后烟气进入湿式电除尘器，最后经过烟囱排人大气。烟气排放维持烟囱出口ＮＯ含量≤ ５Ｏｍｇ／ｍ。（标准状态下）和氨
控制氨气出口压力为Ｏ．４ＭＰａ左右。氨气紧急排放系统将氨气排人稀释槽中，经水吸收排人废水池内，通过启、停废水泵来控制废水池液位。
格栅，与稀释后的氨气充分混合后，进入脱硝反应
（河北衡丰发电有限责任公司，河北衡水０５３０００）
摘要：针对燃煤机组脱硝烟气脱硝系统控制过程喷氨自动常规ＰＩＤ控制超调量大、系统震荡等运行中存在的问题，分析脱硝系统喷氨自动调节效果差原因，提出脱硝系统喷氨自动调节改进措施，通过实际运行参数说明，改进措施在系统仪表校验标
Ｖｏ１．３６ＮＯ．５
Ｏｃｔ．２Ｏ１７
河北电力技术
ＨＥＢＥＩＥＩＥＣＴＲＩＣＰ（）ＷＥＲ
第３６卷第５期
２０１７年１０月
燃煤机组烟气脱硝系统ＮＯ自动调节控制分析
许红彬
ａｎｄｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓｔｈｅｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｍｅａｓｕｒｅｓ，ｔｈｒｏｕｇｈａｃｔｕａｌｏｐｅｒａｔｉｏｎｐａｒａｍｅｔｅｒ，ｔｈｅｍｅａｓｕｒｅｓｃａｎｃｏｎｔｒｏｌｔｈｅｏｕｔｌｌｅｔＮＯ。ｃｏｎｅｅｎｔｒａｔｉｏｎｏｎｔｈｅｃａｌｉｂｒａｔｉｏｎｏｆｓｙｓｔｅｍｍｅｔｅｒ，ｌｏａｄｅｘｃｈａｎｇｅ，ｓｔａｒｔ — ｓｔｏｐｏｆｍｉｌｌｉｎｇｓｙｓｔｅｍ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｃｏａｌ — ｆｉｒｅｄｂｏｉｌｅｒ；ｄｅｎｉｔｒａｔｉｏｎｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ；ａｍｍｏｎｉａ
河北衡丰发电有限责任公司１ —４号机组于２０１３年进行了低氮燃烧器＋脱硝技术脱硝项目改