嵩屿电厂脱硝系统的优化运行

合集下载

脱硝系统运营方案

脱硝系统运营方案一、脱硝系统的运营流程1、投运前的准备工作脱硝系统在投运前需要进行设备的安装调试和性能测试，确保设备的正常运行。

同时，需要对脱硝系统所需的人员进行培训，包括操作人员、维护人员和安全管理人员等，确保人员具备足够的技能和知识来保障设备的安全运行。

2、正常运行阶段脱硝系统在正常运行阶段需要根据烟气中氮氧化物的浓度来调节脱硝剂的投加量和氨水的喷射量，确保设备的脱硝效率达到要求。

同时，需要定期对设备进行巡检，检查设备的运行状态和性能，及时发现并解决设备运行中出现的问题。

另外，需要对设备进行定期的清洗和维护，确保设备的正常运转。

3、停运期间的处理脱硝系统在停运期间需要对设备进行全面的检修和维护，包括清洗设备、更换易损件、检查设备的接口和传感器等，确保设备在下次投运时可以正常运行。

二、设备检修维护脱硝系统的设备检修维护是保障设备正常运转的重要环节。

主要包括以下几个方面：1、巡检：定期对脱硝系统的设备进行巡检，检查设备的运行状态和性能，及时发现并解决设备运行中出现的问题。

2、清洗：对设备进行定期的清洗，清除设备中的灰尘和污垢，确保设备的正常运转。

3、更换易损件：定期更换设备中的易损件，如阀门、密封件、传感器等，确保设备的正常运行。

4、设备维护：对设备进行定期的维护，包括润滑、紧固、防腐、防震等，确保设备的正常运转。

5、设备保养：对设备进行定期的保养，包括清洗、润滑、检查等，确保设备的正常运行。

三、运营管理脱硝系统的运营管理主要包括设备的运行监控和运营数据的分析。

1、运行监控：对脱硝系统的设备进行全天候的监控，监测设备的运行状态和性能，并及时发现并解决设备运行中出现的问题。

2、运营数据分析：对脱硝系统的运行数据进行统计和分析，发现设备运行中的问题和异常，及时采取措施进行处理。

3、运营指标考核：对脱硝系统的运行情况进行定期的考核，包括脱硝效率、生产成本、设备损耗等方面，确保设备的正常运行和运营效率。

嵩屿电厂烟气SCR脱硝工艺及特点分析

体、催化剂、释风机、氨格栅（Ｉ及吹灰器等稀注ＡＧ）
设备组成。槽车运来的液氨由压缩机输送到储氨罐，液氨在气化器内经４５℃左右的水浴蒸发成氨气，到氨送
评要求的项目。工程采用设计、造、工、试总制施调承包的方式进行管理，４台烟气ＳＲ脱硝装置在Ｃ
ｔｐｒｅｅｏｒｔｏｃｓｄｉｎａｑｕｐｅｎｈｏｃｎｇａａｌｏｐｕａｒｓｍｉｒＳＣＲｙｓｅｈｅｅｘｅｉｎｃｓｆｈｅｐｒｅｓｅｓｇｎｄｅｉｍｔｃｉｅｉｒｄｕｌｐｙｌｉｌａｓｔｍＫｅｒｓ：ｌｅｇｙｗｏｄｆａｓ：ｓｌｔｖａｔｙｔｒｃｏｒｕｅｅｃｉｅｃａｌｓｅａｔ；ｄｅｔｉｃｔｎｔｃｏｌｙｎｉｆａｉｅｈｎｏｇｒｉｏ
关键词：气；烟选择性催化还原技术（Ｃ；ＳＲ）脱硝工艺
ＡｂｓｒｃＴｈｅｃｎｏｏｙｆｕａｓｄｎｉｉｉａｔｙｓｌｃｉｅｃａｙｔｒｕｔｔａｔ：ｅｔｈｌｇｏｒｆｅｇｅｔｆｌｒｃｉｂｅｅｔａｔｌｓｅｄｃｉｏｎｖｏｎ｛ＳＣＲ）ｓｓｅｍｎＳｏｎｇｕＰｏｗｅａｎｙｔｉｙｒＰｌｔｗｉ ×３０ＭＷｏａｉｅｎｉｓｉｔｏｃｄ．Ｔｈｈａｃｅｉｉｓｏｆｔｅｎｏｇｅａｓｓｕｓｔ４ｈ０ｃｌｆｄｕｔｉｎｒｄｕｅｒｓｅｃａｒｔｒｃｈｅｔｃｈｏｌｙａｒｌｏｄｉｃｓｅｄ．ｗｈｃｏｄｅｓｔｉｈｐｒｖｉｄ

电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化

电厂锅炉 SCR烟气脱硝系统设计优化摘要：随着环境压力的逐步加大，垃圾焚烧发电厂增加脱硝装置已势在必行。

文章对火电厂的SCR烟气脱硝系统结构做了简要的介绍，分析了监控系统的结构特点，然后简单讨论了脱硫与脱硝技术的特点，指出为降低设备投资和运行成本，简化工艺，消除二次污染，增加企业效益，适合提出一种火电厂烟气一体化脱硫脱硝系统及方法。

关键字：电厂锅炉；SCR烟气脱硝系统；设计；优化1、火电厂的SCR烟气脱硝系统结构介绍火电厂的SCR烟气脱硝系统，包括锅炉和省煤器，所述锅炉的出口连接有省煤器，所述省煤器的出口连接脱硝器，所述脱硝器连接空预器，所述空预器的出口通过除尘器连接脱硫装置，所述脱硫装置的出口连接烟囱；所述空预器的空冷入口上连接有送风机，所述空预器的空冷出口连接至锅炉；所述省煤器与脱硝器间的管路上连接有液氨存储及卸料系统、以及监控系统[1]。

2 、SCR基本原理SCR法以氨气为还原物，以氨储罐、盛放催化剂的容器以及还原剂为主要的反应装置。

烟气中氮氧化物是重要的大气污染物之一，其主要组成成分是一氧化氮和二氧化氮，其中一氧化氮的比例最大，可达93%，因此脱硝反应通常都是以一氧化氮、氨气还有氧气为反应物，生成氮气和水。

除了以上主要反应以外，还会产生一些有害物质，烟气中的二氧化硫、氨和氧气反应生成硫酸铵等有害物质。

催化剂在这些反应中可以起到提高活性、加快反应速度的作用，尤其是对于一氧化氮的还原反应有着非常明显的作用；来自烟气的氧气在这些反应中起到很大的作用，整个反应都需要有氧气源源不断地供应才能维持反应持续进行。

SCR技术中想要保证反映的顺利进行，就必须要将SCR区域温度控制在290～430 ℃，温度过高过低都不可以，过低会导致反应物硫酸铵产生结晶现象，进而覆盖在催化剂表面，降低催化剂的活性，而温度过高则会造成催化剂高温烧结进而失活，降低脱硝效率[2]。

3、工艺流程SCR工艺系统流程主要由贮氨、混氨、喷氨、反应塔（催化剂）系统、烟道及控制系统等组成。

优化机组启动脱硝系统投运方式,提高脱硝系统同步投运率

优化机组启动脱硝系统投运方式，提高脱硝系统同步投运率摘要：我公司6、7号机组脱硝系统采用低氮燃烧器+SCR法以减少NOx生成。

2014～2016年6号机组脱硝系统投运期间，由于机组启动次数少及经验不足，在机组启动过程中基本不能按期投入脱硝系统，延长了达标排放时间，影响同步投运率，且增加了环保排污费用。

随着7号机组投运后，机组启动次数增加很多，每次都有不同原因影响脱硝系统的及时投入，环保排污费用明显增加，为公司带来巨大经济损失。

为了满足环保新标准，我们通过全面分析原因，采取优化运行方式后，从2016年5月开始每次机组启动，SCR入口烟温超过295℃都顺利的投入了脱硝系统，提高了脱硝同步投运率，且环保排污费用明显减少了。

关键词：脱硝；尿素；运行方式；机组启动；优化一、系统概述公司两台330MW机组锅炉均为东方锅炉(集团)股份有限公司制造，亚临界参数、四角切圆燃烧方式、自然循环汽包炉，单炉膛П型布置、燃用烟煤，一次中间再热，平衡通风、固态排渣炉。

6号机组于2007年并网发电，7号机组于2015年正式投运。

6、7号锅炉脱硝设备均采用低氮燃烧器+选择性催化还原（Selective Cataleptic Reduction,简称：SCR）法全烟气脱硝；每台锅炉配备一台尿素热解炉和两台SCR反应器，SCR脱硝系统的性能保证基于在SCR系统之前采用低氮燃烧器，燃烧器为有效减小Nox生成的低氮燃烧器，SCR反应器布置于锅炉省煤器出口与空预器之间，为高粉尘布置。

脱硝设备采用尿素作为还原剂，尿素站来的尿素溶液尿素热解系统后送入SCR反应器。

二、随机组启动，投运脱硝系统的基本情况2014年初至2015年8月，由于单台机组运行，机组启动次数少及经验不足，在机组启动过程中基本不能按期投入脱硝系统，延长了达标排放时间，影响同步投运率，且增加了环保排污费用，随着7号机组于2015年8月正式投运，在2016年上半年尤为明显。

尿素循环系统未及时投运、尿素母管堵塞、尿素喷枪堵塞、尿素母管投运错误、热解炉出口温度未及时达到规定数值等造成不能按期投入脱硝系统，延长了达标排放时间，影响同步投运率，无法按期实现NOx达标排放，无法满足环保新标准要求，为公司带来巨大经济损失。

火力发电厂脱硝自动控制系统的优化与改进探讨

火力发电厂脱硝自动控制系统的优化与改进探讨摘要：文章阐述了SCR尿素脱硝工艺的流程与特点及火力发电厂脱硝自动控制系统优化与改进的重要性，分析了火力发电厂脱硝自动控制中存在的问题，从脱硝自动控制系统的优化、现场设备的故障处理与改进和确保脱硝自动控制系统正常运行的措施入手，探讨了火力发电厂脱硝自动控制系统的优化与改进方法及其在火力发电厂脱硝控制中取得的成效。

关键词：脱硝自动控制系统；SCR尿素脱硝工艺；系统优化；系统改进；设备故障文献标识码：A中图分类号：X773 文章编号：1009-2374（2016）05-0031-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.05.016 在火力发电厂的生产运营中，不可避免会产生很多的氮氧化物。

如果处理不当，会对大气造成严重污染，引发酸雨和酸雾等问题，并且破坏大气的臭氧层。

火力发电厂主要利用脱硝自动控制系统处理氮氧化物，如SCR脱硝系统，如果系统操作人员不能及时处理因机组负荷变化等造成的影响，将会使脱硝后的氮氧化物排放超标，增加消耗的液氨量及运行成本。

因此，探讨火力发电厂脱硝自动控制系统的优化与改进，对避免造成环境污染、降低火力发电厂的运行成本非常重要。

1 SCR尿素脱硝工艺的流程与特点SCR尿素脱硝工艺采用水解法或者热解法，前者是将尿素以水溶液形式进行分解，后者是加热雾化后的尿素溶液，得到固态或者熔化态的尿素，纯尿素在加热条件下分解后为SCR提供氨气。

热解法相对优越，不会产生聚合物，应用也更为广泛。

1.1 SCR尿素脱硝工艺的流程尿素热解法脱硝工艺以尿素为吸收剂，工艺流程是将尿素输送到溶解罐中，用除盐水将固体尿素溶解为质量分数为50%的尿素溶液，然后经过混合泵输送到尿素溶液储罐，经过给料泵、计量及分配装置和雾化喷嘴等进入到绝热分解室，与加热的稀释空气充分混合，雾化后的尿素液滴在绝热分解室分解生成氨气与二氧化碳，经过氨喷射系统，将得到的氨气与烟气进行混合，氨气和氮氧化物发生反应，从而减少烟气中氮氧化物的含量，最终实现烟气脱硝的目的。

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1. 引言1.1 背景介绍火电机组作为燃煤发电的主要形式，是我国电力行业的重要组成部分。

随着环保政策日益严格，对火电厂的排放标准也越来越高。

脱硝技术作为减少氮氧化物排放的重要手段，被广泛应用于火电机组中。

脱硝自动控制系统作为脱硝工艺的关键部分，对脱硝效果和运行稳定性具有重要影响。

目前，我国火电机组脱硝自动控制系统存在一些问题，如控制精度不高、调节灵活性不够、响应速度较慢等。

这些问题导致脱硝效率不够高，运行成本较高，影响了火电厂的经济运行和环保指标的达标情况。

优化火电机组脱硝自动控制系统是当前亟待解决的问题。

通过对现有系统的分析和改进，提高系统的稳定性和精准度，进而提高脱硝效率，降低运行成本。

优化火电机组脱硝自动控制系统的过程是一个不断调整和改进的过程，需要不断地实践和验证。

本文旨在分析火电机组脱硝自动控制系统的优化方案及其效果，为火电行业的环保和经济发展提供参考和借鉴。

1.2 研究目的研究目的是为了提高火电机组脱硝自动控制系统的效率和稳定性，减少运行成本，降低对环境的影响。

通过对现有系统存在的问题进行分析，找出优化的方案，从而实现系统性能的提升。

通过对优化方案的实施和效果验证，验证方案的可行性和有效性，为火电行业提供更加先进和可靠的脱硝自动控制系统技术支持。

整体研究的目的是为了推动火电行业向更加环保、高效、可持续的方向发展，为保护环境、减少污染做出贡献。

2. 正文2.1 火电机组脱硝系统简介火电机组脱硝系统是为了减少燃煤电厂排放的氮氧化物（NOx）而设计的系统。

在燃煤过程中，煤中的硫和氧会在高温燃烧的过程中生成硫化物和氧化物，这些物质会导致大气污染和酸雨的形成。

为了降低这些有害物质的排放，脱硝系统应运而生。

脱硝系统主要由脱硝反应器、氨水喷射器、氨水槽、氨水泵、浆液搅拌器等组成。

烟气中的NOx会在脱硝反应器中和氨水反应生成无害的氮气和水，从而减少NOx的排放量。

目前市场上的脱硝系统已经相当成熟，但随着环保标准的不断提高，现有系统仍存在一些问题，比如能耗较高、操作复杂、排放效率不高等。

嵩屿电厂二期工程烟气脱硫技术简介

嵩屿电厂二期工程烟气脱硫技术简介一、海水脱硫工艺海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气的二氧化硫的一种脱硫方法。

在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气。

烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。

吸收二氧化硫后的海水与大量未参与脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO2-3被氧化成为稳定的SO2-4，并使海水的pH值与COD调整达到排放标准后排入大海。

和CO2的酸性海水，经过曝气，海水恢复系统的作用是将吸SO2后含有HSO4降低CO2的浓度和COD，提高PH值和DO值海水FGD的工艺过程：一、烟气系统整个脱硫岛的烟气系统主要有以下设备：原烟气挡板、净烟气挡板、烟气旁路挡板、烟道、增压风机、GGH和相应的辅助设备。

见图2-1。

图2-1 烟气系统图（一）原烟气挡板每台锅炉的两台引风机出口的汇合烟道增加一个烟气旁路挡板，在旁路挡板之前引接一路烟道进入脱硫岛，并装设了一个原烟气挡板。

出脱硫岛的烟道与旁路挡板之后的烟道连接，其间装设一个净烟气挡板。

（二）增压风机在脱硫岛的烟气系统中，总烟气阻力约为3200Pa，所以设有增压风机。

每台锅炉设一台增压风机，没有备用。

每台增压风机配有两台冷却风机（三）GGH理论和实践证明，吸收塔的烟气温度越低，SO2吸收率越高（见图2-4），所以烟气进入吸收塔前必须降温，一般降至80℃左右。

80℃的烟气在吸收塔与海水混合后，温度降至40℃左右，大大低于露点温度，容易结露造成烟道及烟囱腐蚀；低温烟气不利于烟气扩散，而且也造成烟囱大量冒白烟。

所以在烟气排出吸收塔后需要加热。

加热的方法有多种：蒸汽加热、电加热或天然气加热、油加热等，这些方法效果好，但运行成本高，图2-4烟气温度与脱硫效率关系曲线不被大型电厂采用。

所以在烟气系统中设置了GGH。

GGH的结构形式为回转式，与锅炉的回转式空气预热器十分相似（四）吸收塔吸收塔是脱硫系统中烟气系统与海水系统汇集的设备，也是脱硫工艺中化学反应的主要设备。

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。

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火电机组脱硝自动控制系统是保证电厂排放水平的重要设备之一，其功能是根据烟气中的氮氧化物浓度，计算出所需还原剂的投加量，控制脱硝反应的进行。

对脱硝自动控制系统进行优化，不仅能够提高脱硝效率，降低排放浓度，还能有效地降低电厂的能耗和运行成本。

总体而言，火电机组脱硝自动控制系统优化主要从以下几个方面入手：一、选用合适的脱硝反应器和还原剂作为脱硝自动控制系统的核心，脱硝反应器的选用对于系统的稳定性和脱硝效率影响极大。

一般而言，活性炭催化剂是较为常见的选择。

不同反应器的运行参数也需要针对其特点进行调整。

同时，还原剂种类和投加量也需要根据系统的实际情况进行选择和控制，以达到最佳的脱硝效果。

二、优化控制策略在火电机组脱硝自动控制系统中，控制策略是保证系统稳定和脱硝效率的关键。

尽可能地减小控制误差，定期检查和校准测量仪器是非常重要的。

对于一些特定的情况（如电网负荷变化），需要根据实际情况进行控制策略的优化调整，以提高系统的运行效率。

三、完善故障保护措施在系统运行过程中，随时可能会出现各种故障和异常情况，对此需要加强故障保护措施，及时检测和修复问题。

同时，对于一些重要的控制设备，需要进行备份和冗余设计，以防单点故障对系统运行造成影响。

四、引入先进的辅助技术随着技术的不断发展，越来越多的辅助技术被引入到火电机组脱硝自动控制系统中。

例如，基于人工智能的预测模型可以更准确地预测未来的烟气特性，从而提前做好反应器参数调整等措施。

另外，对于脱硝反应产生的废气，引入吸附和净化等技术也是必要的。

总的来说，火电机组脱硝自动控制系统优化是一个复杂的过程，需要对系统的各个方面进行综合考虑和改进。

经过适度的优化和改进，系统可以更好地适应实际生产环境，提高脱硝效率和控制精度，达到减排降耗的目的。

脱硝系统控制策略优化与实施

脱硝系统控制策略优化与实施本文主要介绍了某电厂利用曲线拟合技术对脱硝控制系统的阀门做出了流量特性曲线，并对控制策略进行了进一步的优化，提高了控制品质。

标签：阀门流量特性曲线;SCR;曲线拟合;控制策略;积分饱和。

1.引言近年来，随着国家对环境保护日益重视及各种政策陆续出台，各个电厂脱硝项目正在逐步实施。

SCR脱硝法由于其技术成熟脱硝效率较高而成为了火电厂脱硝系统改造的首选。

为了将烟气中的NOX浓度控制在一定的范围内，各个机组都使用了相应的控制策略。

然而所采用的控制策略在实际运行过程中是否合适，能否满足各方面的要求却关系到脱硝的效果。

尤其是在硬件条件都达标的情况下，如果控制策略使用不合理就会成为整个系统的瓶颈，影响整个系统的运行效率。

这时对控制策略做出优化就显得尤为重要。

2.某电厂脱硝系统简介某电厂脱硝系统采用单炉体双SCR结构体布置。

分别设置氨喷射系统、稀释风机、烟道、催化剂吹灰系统等，公用部分主要包括液氨储存和供应系统、事故排放系统、工艺水系统及气源、水源等引接系统、空气吹扫系统。

脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR），初期安装2层催化剂，后又扩充至3层。

脱硝剂为纯氨。

3.某电厂脱硝系统控制策略介绍及存在问题3.1某电厂脱硝系统控制策略介绍根据目前国内脱硝系统的运行情况，脱硝氨气流量控制一般采用固定摩尔比控制方式。

该控制方式是基于脱硝效率和催化剂脱硝能力的控制方式，在该控制方式下系统按照固定的氨氮摩尔比及脱硝效率设定值脱除烟气中NOX。

某电厂脱硝系统原设计提供的就是这种控制策略，控制原理框图如图1所示。

控制系统为典型的前馈串级控制系统。

依据脱硝入口烟气NOx浓度和烟气流量的乘积得到NOx的流量，此信号乘上所需NH3/NOx摩尔比就是反应所需NH3的流量。

根据烟气脱硝反应的化学反应式，一摩尔氨和一摩尔NOx进行反应，在调试过程中根据二者实际物质的量进行微调修正。

将经过摩尔比修正后的NH3的物质量折算成质量即可作为整个反应过程中所需氨的质量流量，将这一信号作为前馈信号。

火电厂脱硝超低排放运行优化

火电厂脱硝超低排放运行优化摘要：在当前火电厂实际生产运营过程中，通过应用烟气脱硫脱硝技术，可以实现高效的脱硫脱硝，而且在具体应用过程中，能够有效的减少硫氧化物与氮氧化物等污染气体的排放量。

文章主要就脱硝系统运行优化和改造进行着手，探究超低排放的实施及超低排放改造对火电机组启动阶段氮氧化物控制与排放的影响、原因及进一步改善的空间，探索实施全时段脱硝的可行性，以期为火电企业及环保部门提高氮氧化物排放管控的科学性和有效性提供参考。

关键词：火电厂；脱硝；超低排放1火电厂脱硝技术应用现状当前，在火电厂的烟气脱硝运行过程中广泛采用的选择性催化还原法（SCR），然而其催化剂受到烟气温度因素的限制，仍然是氮氧化物控制中难以实现稳定脱除效率的主要原因，尤其在火电机组启动阶段，SCR 脱硝设施无法像脱硫和除尘系统一样立即正常投入运行，氮氧化物排放浓度超标现象依然很普遍，导致氮氧化物控制的相关管理政策也扣除了这一时段，成为管理空白。

目前，围绕火电机组烟气氮氧化物排放特征及超低与非超低排放机组的对比研究主要集中在机组稳定运行期间，以研究论证稳定运行期间排放浓度控制、达标率和系统性能水平等，尚未有研究针对火电机组开机启动过程中氮氧化物的排放特征及机组运行情况进行分析，更无基于大样本的统计学分析，而全时段脱硝及其达标管理是未来火电机组烟气氮氧化物排放控制的研究重点和发展方向。

2火电厂脱硝超低排放运行优化2.1做好源头管控，提升低氮燃烧性能应用低氮燃烧器重点针对主燃烧区进行降温并保持低氧燃烧，采用关小燃尽风与降低二次风的方式能够有效降低氮氧化物的含量；下层燃烧区主要作用是使火焰中心降低，并有效降低炉膛中心的温度，从而利于降低氮氧化物的含量；确保稳定燃烧，以便于有效降低二次风的出力，实现低氧燃烧的目的，避免发生灭火事件。

2.2优化流场分布，实现精准测量和精准喷氨首先要解决流场混合均匀性的问题，脱硝系统运行的优劣不仅受到催化剂性能的影响，还与脱硝反应器内的流场优劣和氨气与烟气中氮氧化物的混合均匀性关系密切，因此应定期对脱硝系统进行喷氨优化调整试验,使脱硝喷氨量保持最佳值，防止SCR反应器出口截面局部的氨逃逸量过高，进而有效提升脱硝系统运行的经济性。

火电厂脱硝系统控制策略及其优化

火电厂脱硝系统控制策略及其优化摘要：当前，国内大部分电厂的选择性催化还原技术控制系统均选用PID控制器，但是其脱硝系统在初期设计、仪器及调控策略上仍有许多不足和亟待解决的问题，降低了脱硝效率。

文章阐述了选择性催化还原技术脱硝系统在控制策略方面出现的问题，提出了一定的优化方法，以期改善火电厂脱硝效率，从而确保电厂企业的安全、高效作业。

关键词：火电厂；脱硝系统；控制策略；优化近些年，氮氧化物已成为国内重点监测与控制的污染物之一，政府制定了一系列更为严格的火电厂大气污染物排放标准。

低氮燃烧应从硬件设施来优化，而烟气脱硝运行环节优化则应从软件方面开展。

为相应政府号召及实现电厂氮氧化物（NOx）达标排放，企业应采取措施适当降低脱硝资金投入，因而选择性催化还原脱硝系统控制策略及其技术优化的研究已然成为电厂关注的热点。

1 火电厂脱硝控制概况国内近些年逐渐展开了脱硝系统升级改造优化工作，已陆续设计、投入使用不少优化升级项目，然而目前仍处于基础研究，国内大部分电厂的脱硝系统在设计、仪器及控制策略等方面仍有明显不足，降低了脱硝效率，同时阻碍了系统有序调控，造成成本高、脱硝水平低的现况。

不少火电厂脱硝系统氮氧化物含量异常浮动，极不平稳，特别是负荷改变或开闭磨煤机时变化更为明显。

为了防止无法通过政府检查，部分发电厂选择降低碳氧化物预设水平，最终使得更多的氨逃逸，严重损坏管路及其他部位，给企业带来许多问题。

2 SCR脱硝装置各系统的作用（1）氨喷射系统。

储氨站输送的氨气通过氨气流量调控阀门跟鼓风机内的空气用一定比例（小于1/20）混合送至混合器内，分配均匀后由氨气喷嘴均匀送至SCR进口烟道处。

（2）烟气系统。

涉及省煤器出口处烟道至SCR反应器进口以及出口至空气预热装置入口烟道，应充分保障烟气流速分布得当。

（3）SCR反应器。

有反应器外壳、内部涉及的各类支持结构、催化剂、密封部件、烟气整流部件及平台扶梯这些组成，在这里进行主要的化学反应。

超低排放形势下的脱硝运行优化管理技术-20160328

1 2 3 4 5 6 7
服务内容脱硝改造可行性研究脱硝系统流场模拟脱硝系统调整脱硝工程技术咨询脱硝系统性能考核试验脱硝系统优化调整催化剂性能检测
机组数量约300台 60台 24台 86台 300多台 200多台 400多台
TPRI
一、脱硝装置运行问题
烟气脱硝一级还原反应需要足够多的接触面积和活性颗粒位，反应进程主要受到NO与NH3在微孔内的扩散影响。活性颗粒化学中毒、物理堵塞及磨损等会逐渐降低催化剂的整体活性，而烟气混NH3均匀性则影响其性能的发挥。
4NO+4NH3+O2
→ 4N2+6H2O
TPRI
一、脱硝装置运行问题
TPRI
一、脱硝装置运行问题
250 16.9 20 16 153 12 7.8 100 50 0 1.99 0.837 2.00 0.819 NOx 1.97 0.735 2.00 0.718 1.99 0.671 76.9 75.7 68.9 7.1 67.7 8 44.1 3.0 4 0 脱硝装置潜能P、氨逃逸氨逃逸µL/L 202 12.6 150 168 173 200
预测
T-01 600
T-02
#6机组运行16000h T-03 600 600 785 209 73.4 3.17 2.91 710 162 77.1 4.38 2.8
预测
1200 630 47.5 2 2.79
737 300 59.3 2 2.79
724 113 84.4 8.54 2.72
1200 620 48.3 2 2.81
预测 1200 655 45.4 2 2.75
TPRI
三、典型案例分析

火电厂超低排放后脱硝设备运行优化技术

火电厂超低排放后脱硝设备运行优化技术关键词：超低排放脱硝氨逃逸一、超低排放形势下脱硝运行存在的问题脱硝性能不达标：128310;短期（低负荷时脱硝退出，运行中偶尔超标）。

128310;长期（增大喷氨量仍不能实现NOx排放达标，或NOx排放达标但氨逃逸浓度超设计值）。

致下游设备ABS堵塞严重：空预器低温省煤器自动控制效果差：喷氨自动无法投入。

喷氨自动能投入，但控制效果差，NOx设定值低。

管理粗放，体校改造盲目。

超低排放形势下脱硝运行问题：烟气脱硝一级还原反应需要足够多的接触面积和活性颗粒位，反应进程主要受到NO与NH3在微孔内的扩散影响。

活性颗粒化学中毒、物理堵塞及磨损等会逐渐降低催化剂的整体活性，而烟气混NH3均匀性及烟气条件则影响其性能的发挥。

4NO+4NH3+O2——4N2+6H2O脱硝效率-氨逃逸：催化剂活性-运行温度：关键词：超低排放脱硝氨逃逸脱硝反应器内部烟气流速类似柱状流，烟气温度和NH3/NO摩尔比分布影响脱硝装置的宏观性能NH3/NO摩尔比分布偏差-脱硝效率/氨逃逸：空预器ABS堵塞-NH3SO3浓度：二、脱硝系统运行优化技术煤粉、LNB、SNCR、SCR、AH、LLECO、及ESP等作为整体，优化协调各节点NOx、NH3及SO3运行平衡浓度：低氮燃烧优化SNCR运行优化烟气流场优化AIG喷氨优化喷氨控制优化宽负荷运行优化通过一次风煤比、煤粉管道一次风粉流量平衡、运行氧量、燃烧器二次风配比、燃尽风率等优化，实现低氮燃烧。

1、降低NOx浓度，平衡锅炉与SCR之间的NOx浓度及其它性能指标；2、提高省煤器出口烟道截面NOx分布均匀性（尤其墙式锅炉），改善SCR入口NO/NH3分布均匀性；关键词：超低排放脱硝氨逃逸3、减小燃烧工况对NOx生成浓度的影响幅度。

燃烧调整前，SCR入口截面NOx平均475mg/m3，最高642mg/m3，最低345mg/m3燃烧调整后，NOx降幅28.1%，平均342mg/m3，最高388mg/m3，最低295mg/m3SNCR运行优化：——SCR－SNCR间NOx节点无烟煤锅炉的无奈技术补充，应充分发挥LNB与SCR性能，减少整体氨耗；否则，提高SNCR效率，以NOx达标为前提，牺牲氨耗。

火电厂脱硝精准喷氨系统的运行分析及优化

火电厂脱硝精准喷氨系统的运行分析及优化摘要：在火电厂机组建设中应用脱硫脱硝技术，可以减少生产过程中的大气排放，最大限度地降低对环境的影响，非常符合现代环保节能发展理念，是促进我国持续发展的重要举措。

随着我国高新科技不断飞速发展，使得该项技术得到了显著提升，通过高效利用各种新型环保技术，在提高对机组管控水平的基础上，达到环保节能的目的。

关键词：脱硝系统；精准喷氨；神经网络；自动控制逻辑引言煤炭在中国能源消费中占主导地位，占一次能源的75%。

目前，我国煤炭消费量已达15～19亿吨。

2025年和2030年，我国煤炭消费量预计分别达到23亿吨和30亿吨。

随着经济的发展，社会对电力的需求将不断增加。

煤炭消费量占煤炭消费量的比重将逐步提高。

火电厂排放的烟尘和含硫气体占全国工业排放比重也在快速增长。

目前，除尘脱硫技术相对成熟，但如何以最少的投资控制成本和总量达到环保的目的成为研究热点。

本文以电厂除尘脱硫为例，说明优化分析的重要性和实用性。

下面结合企业对其应用优势进行分析，首先说明其重要性。

1精准喷氨系统简介某火电厂是华东电网的主力电厂之一，其1000MW锅炉的主要设计参数如下：锅炉采用超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，型号为SG-3040/27.46-M538，单炉膛塔式布置，四角切向燃烧，摆动喷嘴调温，平衡通风，全钢架悬吊结构，露天布置，干式排渣。

该锅炉脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR），采用热段/高含尘布置方式，脱硝还原剂采用液氨。

在燃用设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量、脱硝系统入口NOx浓度为300mg/Nm3条件下，脱硝效率不小于80%，脱硝系统出口NOx浓度不大于50mg/Nm（3干基、标态、6%氧），脱硝层数按2+1设置。

通过该锅炉燃烧调整，燃烧生成的NOx一般能够控制在200～300mg/Nm3。

精准喷氨系统主要原理如下：测量脱硝出口不同区域NOx浓度的分布情况，通过不同区域的喷氨支管电动调整门，自动调整相应区域的喷氨量，使得不同区域烟气与喷氨量等比例混合，从而使得脱硝出口NOx流场分布更加均匀。

电厂脱硝运行经济调整

电厂脱硝运行经济调整随着环保意识的增强和环境保护政策的不断加强，电厂的脱硝工作已经成为了电厂运行中不可或缺的一环。

脱硝工作不仅对于减少大气污染、改善环境质量有着积极的作用，更是体现了电厂对于环保责任的担当。

但是脱硝系统的运行费用较高，为了保证电厂的经济效益，必须对脱硝工作进行经济调整。

下面将对电厂脱硝运行经济调整进行具体讨论。

要做好脱硝系统的运行管理，提高系统运行效率。

脱硝系统是电厂内部非常重要的一部分，直接关系到电厂的环保成果和运行效益。

电厂需要对脱硝系统进行精心管理，确保系统能够稳定运行。

在管理方面，首先要进行人员培训，保证操作人员对于脱硝系统的了解和掌握，能够熟练操作，并在系统运行过程中随时发现问题并及时处理。

要建立完善的检修制度，对于脱硝设备进行定期检修和维护，确保设备的正常运行。

要建立运行数据分析和监控体系，及时了解系统运行情况，发现系统问题，并及时进行调整和改进，提高系统运行效率。

通过对脱硝系统的精心管理，能够减少系统的运行故障，增加系统的运行稳定性，降低维护成本，提高系统的运行效率。

要优化脱硝设备的运行参数，减少运行成本。

脱硝系统的运行成本主要包括了原料成本、能耗成本、人员成本等多个方面。

在运行参数的优化上，首先要加强原料的优化使用。

对于脱硝用的脱硝剂，要选择性能良好的产品，提高脱硝效率，减少用量。

对脱硝剂的使用也要进行合理控制，避免大量浪费。

对于脱硝系统的能耗成本也要进行优化控制。

在脱硝系统的能耗方面，可以采用节能技术，如调整设备排放温度、提高设备效率等措施，减少系统的运行能耗。

对于人员成本的控制，要加强管理，合理分配人员，避免不必要的人员浪费。

通过对脱硝设备的运行参数进行优化，能够有效降低脱硝系统的运行成本，提高脱硝系统的经济效益。

要加强脱硝系统的设备维护和更新改造，降低系统运行成本。

脱硝设备作为电厂的重要设备之一，其维护对于电厂运行有着非常重要的作用。

在维护方面，首先要加强设备的日常维护工作，定期检查设备的运行情况，及时发现设备问题并进行维护处理，保证设备的正常运行。

电厂智能吹灰系统优化及运行

电厂智能吹灰系统优化及运行摘要:近年来，技术发展日新月异，技术更新、技术进步、新技术产生的速度不断加快。

随着大数据、云计算、互联网、物联网等技术的出现与使用，集成化、智能化、智慧化已成为现代电力企业追求的运营目标。

目前，国内各发电集团均对智慧电厂的建设进行了积极探索和尝试，但从智慧电厂的建设和应用情况来看，我国在智慧电厂领域中应用更多的侧重于信息集成展示以及智慧管理等层面，而在生产过程中智能化的应用很少，智慧管理与实时生产之间存在一定的脱节，偏离了智能生产的初衷，因此，本文从整体设计和规划的角度提出智慧电厂的体系架构，并着重阐述建设智慧电厂智能吹灰的关键技术。

关键词：电厂；智能吹灰系统；优化运行；1智慧电厂特点智慧电厂的特点是以物理电厂为基础，通过对各系统的科技含量和管理内涵等资源进行深入挖掘和全面梳理后，利用系统性理论和资源配置优化的理念，重新对所有资源应用价值的再认识、再整合，并融入现代先进管理体系、现代通信与信息技术、计算机网络技术、智能控制技术、发电行业技术等汇集应用而形成的新型电厂。

火力发电厂具有系统多样性、复杂性等特点，同时其对运行调节的操控性有着较高的要求，因此建设智慧电厂还需要解决一系列的问题。

目前，有利因素是电厂自动化控制水平较高，已经形成较为完善的运行管理流程，结合已具备的先进电厂运行经验，为推进智慧电厂建设创造了条件。

鉴于火电厂的系统复杂性，结合运行实际，现提出智慧电厂如下建设模式：（1）采用智能设备，搭建数字化、标准化网络信息平台；（2）以功能需求为目标，完善监控数据采集；（3）建立专家分析决策系统，实现智能自动调节运行，或提供智能优化运行方案；（4）将智慧电厂的建设贯穿基建期、调试期及运行优化期，实现电厂全寿期智慧运行管理。

2智能吹灰系统组成智能吹灰系统（Accdes）基于在线监测参数，实时计算分析锅炉图1 智能吹灰系统受热面的污染程度，在保证机组经济性和安全性的前提下，通过制定合理的吹灰控制策略，实现变“定时定量”为“按需适量”的智能吹灰闭环控制系统（见图1）。

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。