超低排放形势下的脱硝运行优化管理技术-20160328
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
超低排放形势下提高SCR脱硝系统效率
超低排放形势下提高SCR脱硝系统效率面对国内日益严峻的环保形势，火电厂大气污染物控制将全面实施超低排放深度治理，燃煤电厂排放的大气污染物质量浓度，烟尘、二氧化硫、氮氧化物３项指标的排放限值分别为5，30，40 mg/m3[1]。
燃煤电厂实现NOx超低排放采用低氮燃烧（LNB）与SCR技术的组合。
实现NOx超低排放需要提高SCR脱硝效率，采取有以下效措施1、增加催化剂的体积增加一层催化剂；加大反应器的体积，降低烟气流速，增加烟气与催化剂的接触反应时间。
某电厂原SCR脱硝系统设计入口NOx质量浓度为400mg/m3，脱硝效率为80%。
为实现NOx超低排放，在原基础上增加了第3层备用催化剂。
实验室中试检测结果表明，脱硝效率提高到90%以上后，SCR脱硝系统出口NOx质量浓度由之前的44.6mg/降低至34.2 mg/m3，氨逃逸量由之前4.4µL/L降低到了0.9µL/L。
2、 NH3/NOx摩尔比增大氨氮摩尔比至0.9，脱硝效率升高至90%，NH3逃逸也逐渐增大。
尤其当脱硝效率超过95%时，氨逃逸增大的趋势明显加快，空气预热器形成硫酸氢铵堵塞的风险增大。
2、优化烟气流场、氨喷口的设计，提高NH3/NOx混合均匀性对喷氨量调整进行优化设计，采用双向分区喷氨量调节功能的脱硝系统，实现喷氨量的精细化调整；提高注氨格栅喷射点的密度；烟道内设置静态混合器；通过数值模似优化设计，调整开孔位置和大小；采用可调节流量的喷枪，根据氮氧化物的深度调节每个喷枪的喷氨量。
3、喷氨控制要求提高采用PID串级闭环控制系统对原脱硝过程控制系统进行优化。
以SCR反应器入口NOx质量浓度及烟气流量为前馈，以SCR反应器出口NOx质量浓度为反馈，计算出理论喷氨流量，通过PID控制氨流量调节阀开度，从而实现脱硝喷氨量与机组负荷、入口NOx质量浓度的自动协调。
4、提高脱硝设备系统入口烟温通过省煤器水旁路或给水加热等方式，减少烟气吸热量来，提高催化剂入口烟温，保证在任何工况下SCR反应器的温度都在380℃至400℃。
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。
超低排放形势下提高SCR脱硝系统效率
超低排放形势下提高SCR脱硝系统效率面对国内日益严峻的环保形势，火电厂大气污染物控制将全面实施超低排放深度治理，燃煤电厂排放的大气污染物质量浓度，烟尘、二氧化硫、氮氧化物３项指标的排放限值分别为5，30，40 mg/m3[1]。
燃煤电厂实现NOx超低排放采用低氮燃烧（LNB）与SCR技术的组合。
实现NOx超低排放需要提高SCR脱硝效率，采取有以下效措施1、增加催化剂的体积增加一层催化剂；加大反应器的体积，降低烟气流速，增加烟气与催化剂的接触反应时间。
某电厂原SCR脱硝系统设计入口NOx质量浓度为400mg/m3，脱硝效率为80%。
为实现NOx超低排放，在原基础上增加了第3层备用催化剂。
实验室中试检测结果表明，脱硝效率提高到90%以上后，SCR脱硝系统出口NOx质量浓度由之前的44.6mg/降低至34.2 mg/m3，氨逃逸量由之前4.4µL/L降低到了0.9µL/L。
2、 NH3/NOx摩尔比增大氨氮摩尔比至0.9，脱硝效率升高至90%，NH3逃逸也逐渐增大。
尤其当脱硝效率超过95%时，氨逃逸增大的趋势明显加快，空气预热器形成硫酸氢铵堵塞的风险增大。
2、优化烟气流场、氨喷口的设计，提高NH3/NOx混合均匀性对喷氨量调整进行优化设计，采用双向分区喷氨量调节功能的脱硝系统，实现喷氨量的精细化调整；提高注氨格栅喷射点的密度；烟道内设置静态混合器；通过数值模似优化设计，调整开孔位置和大小；采用可调节流量的喷枪，根据氮氧化物的深度调节每个喷枪的喷氨量。
3、喷氨控制要求提高采用PID串级闭环控制系统对原脱硝过程控制系统进行优化。
以SCR反应器入口NOx质量浓度及烟气流量为前馈，以SCR反应器出口NOx质量浓度为反馈，计算出理论喷氨流量，通过PID控制氨流量调节阀开度，从而实现脱硝喷氨量与机组负荷、入口NOx质量浓度的自动协调。
4、提高脱硝设备系统入口烟温通过省煤器水旁路或给水加热等方式，减少烟气吸热量来，提高催化剂入口烟温，保证在任何工况下SCR反应器的温度都在380℃至400℃。
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。
超低排放形势下SCR脱硝系统运行存在问题与对策
Ｗ ＡＮＧ Ｌｅ ｌ ｅ ， ＫＯＮＧ Ｆ ａ ｎ ｈ ａ ｉ ， ＨＥ Ｊ ｉ ｎ ｌ ｉ ａ ｎ ｇ， ＦＡＮＧ Ｚ ｈ ａ ｏ ｊ ｕ ｎ，
ＹＡＮ Ｇ Ｘｕ ｎ， ＬＥＩ Ｓ ｉ ｙ ｕａ ｎ， ＹＡ Ｏ Ｙａ ｎ， ＹＡＮＧ Ｘｉ ａ ｏ ｎ ｉ ｎ ｇ
（ Ｘｉ ＇ ａ ｎ Ｔｈ ｅ ｒ ｍａ ｌ Ｐｏ ｗｅ ｒ Ｒｅ ｓ ｅ ａ ｒ ｃ ｈ Ｉ ｎｓ ｔ ｉ ｔ ｕ ｔ ｅ Ｃｏ ． ， Ｌｔ ｄ ．， Ｓｕ ｚ ｈ ｏ ｕ Ｂｒ ａ ｎｃ ｈ， Ｓ ｕ ｚ ｈ ｏ ｕ ２ １ ５ １ ５ ３， Ｃｈ ｉ ｎ ａ ）
［ Ｄ Ｏ Ｉ 编 号］ １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ ２ — ３ ３ ６ ４ ． ２ ０ １ ６ ． １ ２ ． ０ １ ９
Ｄｉ ｆ ｆ ｉ ｃ ｕ ｌ ｔ ｉ ｅ ｓ ａ ｎｄ ｃ ｏ ｕ ｎｔ ｅ ｒ ｍｅ ａ ｓ ｕ ｒ ｅ ｓ ｏ ｆ Ｓ ＣＲ ｄ ｅ ｎ ｉ ｔ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ ｏ ｐｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｉ ｎ ｕ ｌ ｔ ｒ ａ ｌ ｏ ｗ ｅ ｍｉ ｓ ｓ ｉ ｏ ｎ ｓ ｉ ｔ ｕ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ａｇ ａ ｉ ｎ ｓ ｔ ｔ ｈ ｅ ｆ ｒ ｅ ｑ ｕ ｅ ｎ ｔ ＮＯ ｅ ｍｉ ｓ ｓ ｉ ｏ ｎ ｏ ｖ ｅ ｒ ｒ ｕ ｎ ｎ ｉ ｎ ｇ ａ ｎ ｄ ｉ ｎ ｃ ｒ ｅ ａ ｓ ｉ ｎ ｇ ｌ ｙ ａ ｉ ｒ ｐ ｒ ｅ ｈ ｅ ａ ｔ ｅ ｒ ａ ｍ ｍｏ ｎ ｉ ｕ ｍ ｂ ｉ ｓ ｕ ｌ — ｆ ａ ｔ ｅ（ ＡＢＳ ）ｂ ｌ ｏ ｃ ｋ ｉ ｎ ｇ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ｕ ｌ ｔ ｒ ａ １ Ｏ Ｗ ｅ ｍｉ ｓ ｓ ｉ ｏ ｎ ｓ ｉ ｔ ｕ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ， ｒ ｅ ａ ｓ ｏ ｎ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ｗａ ｓ ｃ ａ ｒ ｒ ｉ ｅ ｄ ｏ ｕ ｔ ａ ｎ ｄ ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ａ ｓ ｏ ｎ ｓ ａ ｒ ｅ
某电厂300MW级机组脱硝超低排放改造后的运行优化管理
某电厂300MW级机组脱硝超低排放改造后的运行优化管理作者：李建星来源：《科技风》2016年第20期摘要：脱硝超低排放改造后， NOx排放按小时均值不超过50mg/m3控制，由于控制范围小，NOx小时均值容易超标，为防止NOx小时均值超标，容易出现喷氨过喷现象，氨逃逸增大，预热器堵塞几率增大，因此脱硝超净排放后的运行管理尤为重要。
关键词：小时均值；氨逃逸；脱硝入口NOx；脱硝出口NOx；脱硫出口NOx；喷氨量；预热器压差一、概述该电厂300MW级机组脱硝系统采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺、液氨为还原剂。
2015年10月至2016年6月#1、4、2机组分别进行了脱硝超低排放改造，增加备用层催化剂。
二、脱硝超低排放后带来的问题1）脱硝超低排放后，由于NOx控制范围小，机组负荷大幅波动时或制粉系统启停切换时容易造成NOx小时均值超标。
2）机组升降负荷时脱硝入口NOx大幅波动，喷氨滞后；或喷氨调门控制不好导致喷氨量大幅变化；或为防止NOx超标，脱硝出口（脱硫出口）NOx控制过低容易使氨逃逸升高，在预热器蓄热元件内生成硫酸铵盐，造成预热器堵塞和腐蚀。
3）脱硝SCR入口NOx浓度过低，会造成锅炉飞灰含碳量、CO浓度、排烟温度等参数升高，锅炉效率降低。
4）脱硝超低排放改造后，预热器堵塞现象加重，空预器压差升高会造成吸风机电流升高、超出力，影响机组安全经济运行。
三、脱硝超低排放后运行优化管理针对上述问题，在运行操作调整、监盘、定期维护、相关记录及热工逻辑控制等方面进行脱硝运行管理，保证NOx达标排放。
同时加强空预器压差的监视，提高运行操作维护水平，将预热器压差控制在正常范围内。
（一）脱硝系统运行维护方面的管理1）机组启停、正常运行中，监盘人员连续监视脱硝系统各参数，发现异常及时分析原因并汇报，联系检修处理。
机组启动后，脱硝入口烟温达到投运条件，及时投入脱硝系统。
2）正常运行中，控制脱硝出口和脱硫出口NOx小于50mg/m3（随国家、地方、行业标准调整），并保持两处偏差小于10mg/m3。
燃煤电厂烟气超低排放中的脱硝设计优化探讨
燃煤电厂烟气超低排放中的脱硝设计优化探讨锅炉脱硝系统，应纳入电站主体系统一并优化，方能适应越来越严格的环保排放及设备安全运行及节能增效的要求。
文章介绍了稀释风系统、SCR反应器、尿素催化水解等系统优化具体方法。
标签：锅炉脱硝;系统优化;探讨0 引言近来，全国大面积雾霾天气的持续加重，环保部门加大了对燃煤电站烟气处理的管理力度。
被称为“史上最严”的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）实施不久，2014年9月12日，国家发展改革委员会、环境保护部、国家能源局联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源（2014）2093号），要求东部11个省市新建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、SO2、NOx排放浓度分别不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3），中部地区8省市新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。
2015年12月11日，国家发展改革委员会、环境保护部、国家能源局又联合下发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发[2015]164号文），推动《行动计划》“提速扩围”：到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm3）。
全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平，加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐，将东部地区原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成;将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，其中中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年前完成。
为了满足日益严格的环保排放要求，大型燃煤电厂烟气脱硝系统90%以上采用的是选择性催化还原法（SCR），还原剂则根据当地部门的要求，选择液氨、尿素或者氨水。
化工烟气脱硝技术工艺优化与运行维护管理策略详解
化工烟气脱硝技术工艺优化与运行维护管理策略详解化工烟气脱硝技术是治理大气污染中重要的手段之一。
本文将详细介绍化工烟气脱硝技术的工艺优化方法以及运行维护管理策略。
一、烟气脱硝技术工艺优化方法1. 选择适当的脱硝技术在化工烟气脱硝过程中，常见的脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）和湿法脱硝等。
根据具体情况选择合适的脱硝技术非常重要，可以根据烟气成分、浓度以及工程投资和运营成本等因素进行综合考虑。
2. 优化反应器设计反应器是烟气脱硝技术的关键部分，其设计对脱硝效率和运行维护管理都有重要影响。
可以通过调整反应器内的催化剂分布、增加反应器的体积以及改进反应器的布置结构等方式来优化反应器设计，提高脱硝效率和降低运行维护的难度。
3. 控制催化剂的配比和投入量催化剂是SCR技术中的核心材料，其配比和投入量直接影响着脱硝效果和经济性。
要根据烟气成分和运行参数等因素，科学合理地确定催化剂的配比和投入量，以提高脱硝效率并降低成本。
4. 合理控制反应过程的温度和氨气用量反应温度是SCR和SNCR技术中的重要参数之一，对于脱硝效果和运行稳定性具有重要影响。
要根据催化剂的性质和烟气成分等因素，合理控制反应过程的温度，以确保脱硝反应的进行。
同时，也需要合理控制氨气用量，避免过量使用氨气引起问题。
二、烟气脱硝技术运行维护管理策略1. 定期检查和维护设备定期对烟气脱硝设备进行检查和维护是确保其正常运行的关键。
包括对反应器、催化剂、氨气喷射装置等进行检查，发现问题及时处理，防止设备出现故障。
2. 确保催化剂的活性和稳定性催化剂是烟气脱硝技术中不可或缺的部分，其活性和稳定性对脱硝效果至关重要。
要定期监测催化剂的活性以及各种污染物对其的影响，及时进行替换或再生，确保催化剂的正常运行。
3. 注意氨气的贮存和供给氨气是烟气脱硝过程中的重要药剂，贮存和供给要注意安全和稳定性。
要定期检查氨气贮存设施，确保其正常运行，并合理规划和安排氨气的供给方式，避免氨气的浪费和泄漏。
生物质锅炉烟气超低排放脱硝(协同消白)技术研究
生物质锅炉烟气超低排放脱硝（协同消白）技术研究[摘要]随着全国锅炉烟气超低排放推广实行，生物质锅炉烟气超低排放已迫在眉睫。
由于生物质锅炉燃料特性，脱硝超低排放指标一直是困扰生物质锅炉环保瓶颈。
本文笔者将分析生物质锅炉烟气成分，总结出烟气特性，选择合适的脱硝技术，使锅炉烟气达到烟气超低排放指标要求。
引言随着社会对环保越来越重视，锅炉烟气超低排放已经在全国范围内推广实行并取得良好的社会效益。
生物质锅炉烟气中的氮氧化物排放不可忽视。
针对生物排质锅炉烟气成分特性，并对生物质锅炉脱硝选择合适的脱硝技术，能够将NOx放水平稳定控制在50mg/m3以下，氨逃逸浓度低于2.3mg/m3，满足超低排放要求。
1生物质锅炉现状及超低排放背景生物质能供热主要包括生物质热电联产和生物质锅炉供热，布局灵活，适用范围广，适合城镇民用清洁供暖以及替代中小型工业燃煤燃气燃油锅炉。
生物质锅炉是以生物质能源作为燃料的新型锅炉，其锅炉排放烟气中的二氧化硫、氮氧化物含量较低，且不产生废渣。
因此与燃煤锅炉相比，更加节能环保。
但随着国家对锅炉烟气环保标准的提高，加上锅炉烟气超低排放的推广实行。
现行的生物质锅炉烟气的排放标准按锅炉大气污染物排放标准(GB13271-2014)执行。
但这一要求与最新火电厂超低排放相比，还有一定差距。
随着民众、企业与社会环保意识的提高，将来会按超低排放要求执行。
生物质锅炉脱硝技术进行分析研究。
2生物质锅炉烟气特性经对生物质锅炉烟气调研、测试、分析,生物质锅炉烟气有如下特点：①炉膛温度差别大,生物质锅炉主要有炉排炉和循环流化床炉,每种炉型又分为中温中压炉、次高温次高压炉、高温高压炉；②生物质中氢元素含量较高,烟气中含水量也高,<p(H20)可达到15%～30%；③烟尘含碱金属质量分数较高，可达8%以上；④二氧化硫、氮氧化物浓度低、波动大，燃烧纯生物质时二氧化硫、氮氧化物质量浓度在120～250mg/Nm3波动。
燃煤电厂超低排放下的脱硝技术
燃煤电厂超低排放下的脱硝技术发表时间：2018-11-01T10:50:16.090Z 来源：《防护工程》2018年第17期作者：蒋松辉[导读] 在工业时代下，煤炭是促进社会发展非常重要的能源，随着我国经济的快速增长华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂黑龙江哈尔滨 150024摘要：在工业时代下，煤炭是促进社会发展非常重要的能源，随着我国经济的快速增长，对于煤炭的需求量也在提升，特别是电力行业，我国50%的煤炭资源都用于发电过程当中，但是因为煤炭在燃烧的过程当中会产生大量的有害物质，严重危害着人们的健康，同时也给生态环境带来了一定的影响。
所以，在低碳经济下，加强对燃煤电厂脱硝技术的研究及分析是非常有意义的。
关键词：燃煤电厂；超低排放；脱硝技术1.脱硝技术简介脱硝技术就是减少烟气中氮氧化物的技术。
当前，随着社会对环保的重视程度越来越高，脱硝技术在很多领域，尤其在火电、钢铁、水泥等行业的应用越来越广。
一般来说，对于氮氧化合物的处理可以通过三种渠道来实现，分别为燃烧前，燃烧中和燃烧后。
燃烧前的脱氮技术，是在燃料燃烧之前将其转化为含氮量较低的燃料，这种技术目前仅存在于研究中，实际应用中存在着工艺复杂、技术难度大、成本高等诸多缺陷。
燃烧中的处理技术，主要是在燃料燃烧过程中，对氮氧化合物的生成做出有效干预，控制其生成。
如果要控制氮氧化合物的生成，就必须有效控制燃烧温度，同时将燃烧区域内氧浓度降低，燃料在燃烧过程中要尽量缩短在高温区的停留时间。
燃烧后脱氮技术，主要就是指烟气的脱氮。
常用的方法包括催化还原法与非催化还原法。
通过在烟气中加入含氨的还原剂，给予适当的反应条件，让氨与氮氧化合物发生还原反应，从而将氮氧化合物转变成为氮气和水这两种无害物质，从而达到降低氮氧化合物含量的效果。
催化还原法与非催化还原法两种方法的化学原理基本相同，但各自有着不同的条件。
非催化还原法脱硝必须将温度控制在800-150℃的环境中，才能够保证还原反应的正常进行；催化还原法则需要加入催化剂参与还原反应，其反应温度为240-420℃。
燃煤电厂超低排放改造后脱硝系统优化运行控制技术
燃煤电厂超低排放改造后脱硝系统优化运行控制技术发表时间：2020-09-23T11:36:51.517Z 来源：《基层建设》2020年第17期作者：秦娅[导读] 摘要：近年来，我国对电能的需求不断增加，燃煤电厂建设越来越多。
四川中电福溪电力开发有限公司四川宜宾 645154摘要：近年来，我国对电能的需求不断增加，燃煤电厂建设越来越多。
在燃煤电厂进行超低排放改造之后，不少电厂出现脱硝系统运行异常的情况，例如喷氨量过大、烟气中氮氧化物浓度“正挂”或“倒挂”、空气预热器压差不断升高、除尘器效率不断降低、脱硫塔浆液出现较大氨味等。
经过研究，提出采用喷氨格栅处喷氨分布调整的技术方式，对脱硝系统的喷氨分布情况进行优化设计，保证了机组和后续设备的经济稳定运行。
关键词：燃煤电厂；超低排放；脱硝系统；稳定运行引言燃煤锅炉烟气的污染物主要有二氧化硫、氮氧化物和烟尘，通过烟气超低排放技术进行科学的处理，可以有效的减少污染物的排放，烟气超低排放技术中在实际应用中出现了各种问题，使烟气的各项参数不符合环保标准，烟气超低排放技术没有发挥其应有的作用。
1超低排放燃煤发电污染物排放标准现状根据GB13223—2011及国家环保部《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，自2012年1月，全国新建燃煤电厂排放烟尘、SO2、NOx执行标准分别为30mg/m3、100mg/m3、100mg/m3（西南地区除外，其执行标准有所宽松），自2013年4月，重点控制区新受理的燃煤机组执行大气污染物特别排放限值，烟尘、SO2、NOx排放标准分别为20mg/m3、50mg/m3、100mg/m3。
“十三五”期间，重点控制区市域范围内所有火电燃煤机组均执行特别排放限值要求。
我国自2014年开始规模化实施煤电超低排放改造。
2014年9月，国家发展和改革委员会、环保部、能源局共同制定了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，提出东部地区新建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%的条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，中部地区原则上接近或达到上述排放限值，鼓励西部地区接近或达到上述排放限值。
300MW 锅炉烟气超低排放后脱硝系统的优化运行
300MW 锅炉烟气超低排放后脱硝系统的优化运行摘要：火电厂烟气实行超低排放改造以后，单一的脱硝系统已满足不了日益严峻的环保形势要求，这就需要我们不断优化脱硝系统，既保证环保参数的达标排放，又能满足机组长期安全、经济运行。
关键词：系统优化；热解；水解；经济引言：随着全国环境空气质量的下降，环保压力与日俱增，国家环保部对火电厂的废气排放也提出了新的要求，因此在2015年新的环保法也规定了更为严格的烟气超低排放标准，这对我们火电厂保证烟气达标排放提出了更高的要求，使脱硝系统能否稳定运行面临着考验。
概述早期火电厂烟气脱硝一部分采用的是SCR脱硝尿素热解工艺，从近几年脱硝系统运行方面，存在着许多问题，例如流经电加热器的热一次风含灰量大造成加热管磨损、加热器堵塞超温、通流面积减小等故障；另外尿素喷枪运行中调整维护不当会造成热解炉出口部位结晶堵塞，超低排放改造后此现象尤为严重；热解系统尿素溶液主循环大部分没有备用循环系统，大大降低了脱硝热解系统运行的稳定性和可靠性。
最初的脱硝热解系统电加热器电耗高，电加热器运行环境恶劣，可靠性差，严重威胁着脱硝系统的安全稳定运行，即便后来部分机组通过改造，通过用烟气加热器替代电加热器等方法来提高系统可靠性，但由于受到烟气温度、流量不易控制、含灰量大、启动时加热器出力受限等条件限制，改造的最终效果都不太理想。
随着国家对环保的不断重视，脱硝热解系统的缺点日益突出，许多电厂为了保证脱硝系统的稳定运行，纷纷对原有的系统进行了改造。
如增加脱硝尿素直喷系统、增设备用脱硝设备及系统、使用脱硝水解等。
液氨脱硝系统虽然初投资相对较小，运行成本较低，但是液氨作为重大危险源，安全风险极大，随着国家和对安全性的重视日益提高，越来越多的脱硝系统仍选择尿素作为还原剂的制备原料。
首阳山公司300MW机组自2016年超低排放改造时经过论证，引入水解制氨工艺，和尿素热解系统互为备用，机组运行时采用水解系统，热解系统备用，当水解系统有检修工作或故障时投入热解系统，保证在任何情况下，出口NOX都能达标排放，增加了脱硝系统运行的灵活性、可靠性。
超低排放形势下SCR脱硝系统运行存在问题与对策 韩文晓
超低排放形势下SCR脱硝系统运行存在问题与对策韩文晓摘要：当前国内外一直关注环保问题，随着节能减排法规的渐渐完善，我国政府对火电厂废气的排放要求越来越严格。
NOx气体排放作为污染源的一种，常规手段已经满足不了当前达标排放的要求。
SCR烟气脱硝系统作为一种效率高，污染率小的手段，已经被应用到多家火电厂。
本文主要探讨了超低排放形势下SCR脱硝系统运行存在问题与对策。
关键词：NOX；烟气脱硝；SCR；运行；控制火力发电作为我国电力的主要来源，传统的生产方式给我国环境带来了极大的负面影响。
进行烟气脱硫、脱硝、除尘的超低排放是燃煤发电必走的路。
SCR脱硝在我国发展刚刚起步，我国缺乏核心技术，主要依赖进口，煤电企业的选择不多。
煤电企业在坚持环境保护的同时，必须兼顾经济效益。
在生产中不断摸索前进，进行技术改造，降低脱硝等环保设施的运行成本，提高设备运行的稳定性。
1 NOx超低排放存在的问题燃煤电厂在现有SCR脱硝系统运行的基础上，通过提高脱硝效率实现NOx超低排放的同时，可能会出现以下新问题。
1）脱硝效率通常由目前的60%~80%提高到85%~95%，SCR反应器在高效率下运行时，不仅需要增加催化剂用量，同时对脱硝系统入口NH3/NOx混合均匀性要求明显提高；2）增加催化剂用量，会造成催化剂的整体SO2氧化率提高，脱硝系统出口SO3质量浓度增大，加剧空气预热器硫酸氢铵堵塞的风险；3）将NOx排放质量浓度控制到50mg/m3以内后，日常运行中脱硝系统出口NOx质量浓度波动范围可能在20~50mg/m3，需要避免NOx排放超标和防止过量喷氨；4）SCR脱硝效率提高，通常会伴随着喷氨量的增加，由此会进一步提高脱硝系统的最低喷氨温度；5）提高脱硝效率大多采用增加备用层催化剂的方案，从而改变了现有催化剂的设计寿命管理方案，需重新制定催化剂的寿命管理策略。
2 问题分析及对策2.1 NH3/NOx混合均匀性提高SCR脱硝系统在较高的脱硝效率下运行时，氨氮摩尔比变化对脱硝效率和氨逃逸会的造成影响，随着氨氮摩尔比增大，脱硝效率升高，NH3逃逸也逐渐增大，尤其当脱硝效率超过90%时，氨逃逸增大的趋势明显加快，空气预热器形成硫酸氢铵堵塞的风险增大。
超低排放形势下的脱硝运行优化管理技术29页PPT
•
29、在一切能够接受法律支配的人类 的状态 中，哪 里没有 法律， 那里就 没有自 由。— —洛克
•
30、风俗可以造就法律，也可以废除 法律。 ——塞·约翰逊
技术
56、书不仅是生活，而且是现在、过 去和未 来文化 生活的 源泉。 ——库 法耶夫 57、生命不可能有两次，但许多人连一 次也不 善于度 过。— —吕凯 特 58、问渠哪得清如许，为有源头活水来 。—— 朱熹 59、我的努力求学没有得到别的好处， 只不过 是愈来 愈发觉 自己的 无知。 ——笛 卡儿
拉
60、生活的道路一旦选定，就要勇敢地 走到底 ，决不 回头。 ——左
超低排放形势的脱硝运行优化管理
•
26、我们像鹰一样，生来就是自由的 ，但是 为了生 存，我 们不得 不为自 己编织 一个笼 子，然 后把自 己关在 里面。 ——博 莱索
•
27、法律如果不讲道理，即使延续时 间再长 ，也还 是没有 制约力 的。— —爱·科 克
•
28、好法律是由坏风俗创造出来的。 ——马 克罗维 乌斯
燃煤电厂超低排放下的智慧脱硝技术
关键词：燃煤电厂；超低排放；智慧脱硝
在燃煤电厂全面实施超低排放改造的条件下，针对燃煤电厂普遍存在的空预器堵塞问题，必须对全截面烟气流速、NOx浓度、NH3浓度进行准确监测，从而准确计算烟气中的NOx含量；采用更先进的控制策略和自动调节手段，进行分区域精确喷氨控制，从根本上解决NH3/NOx摩尔比不匹配的问题，以及由此带来的盲目过量喷氨导致的一系列问题，保证脱硝装置能长期安全、环保和经济运行。
二、SCR脱硝技术
1、SCR脱硝技术原理。SCR是指在O2和催化剂存在的条件下，用还原剂（如NH3、CO或烃类化合物，实际工程中选用NH3作为还原剂）将烟气中的NOx还原为无害的N2和水的工艺。SCR工艺之所以具有选择性，是因为在催化剂的帮助下还原剂优先与烟气中NOx反应，烟气中O2的存在能促进反应发生，而不是被烟气中的O2氧化。脱硝过程的化学反应式为：
1）水解法。它是由尿素给料泵供给的50％尿素溶液分为2条路，一路进入催化剂箱中，用于溶解固态催化剂。催化剂在水解器内可循环使用，但由于排渣时催化剂会损耗一部分，所以需通过该路补充；第二条路直接进入水解器中，与第一条路溶液混合，在蒸汽供给系统为其供热下，熔融状态的尿素水解发生式（3）、式（4）反应，获得含氨气、二氧化碳、水蒸气的混合气。混合气通过气水分离器分离后，经过减压、流量控制调节，以及在氨空混合器中与稀释风混合稀释，获得5％氨气，注入反应器内与NOx催化反应。该方法反应速度快、能耗低，并且避免了液氨或氨水带来的运输储存和运行中所面临的相关安全问题和环境污染，但由于其工艺系统复杂，所以造价比热解法高。
燃煤电厂超低排放：脱硝催化剂全寿命管理
燃煤电厂超低排放：脱硝催化剂全寿命管理在当前燃煤电厂全面推进超低排放的形势下，SCR 脱硝装置运行稳定性、可靠性、经济性问题日益凸显，而开展脱硝催化剂全寿命管理工作是解决这一问题的关键所在。
针对当前国内催化剂市场、脱硝装置运维、第三方服务现状，提出涵盖催化剂全寿命周期的产品供货、质量管控、高效运维、提效优化、寿命管理以及报废处置的全寿命管理模式。
通过明确全寿命管理各阶段责任单位，实施相应的质量控制、运行维护、评估优化技术，可充分发挥各方单位的专业特长，实现脱硝装置稳定、可靠、经济运行，产生显著的环保效益与经济效益。
“十二五”以来，燃煤电厂开展了大规模的脱硝改造与超低排放改造工作，其中SCR脱硝技术应用最为广泛。
环保工程公司陆续通过引进、吸收、消化国外SCR脱硝技术，建成了大量SCR脱硝装置，相应装配了大量SCR脱硝催化剂。
但由于改造任务集中、技术经验缺乏、主要设备质量管控不到位、脱硝催化剂质量良荞不齐、发电企业运维经验与能力不足等原因，部分工程实施过程中隐藏的问题已在投运后逐渐显现，诸如催化剂磨损、堵灰严重、流场分布不均匀、性能指标不能达到设计值、空预器堵塞腐蚀等问题已屡见不鲜，部分问题由于暴露时间较晚，对机组安全稳定运行形成较大影响，并造成了较为严重的经济损失。
在当前燃煤电厂全面推进超低排放的形势下，对SCR脱硝装置运行稳定性、可靠性、经济性提出了更高的要求，而对SCR脱硝的核心—催化剂进行全寿命周期管控是关键所在。
在此背景形势下，针对当前脱硝催化剂应用过程中存在的问题，在进行大量调研分析与论证的基础上，对适应我国脱硝应用现状的催化剂全寿命管理模式进行研究与应用，可供后续开展相关工作借鉴及进一步探讨。
1全寿命管理模式研究1 .1全寿命管理模式分析针对当前SCR 脱硝催化剂应用现状及存在问题，催化剂全寿命管理不仅应确保催化剂采购成本的集约化，还应包括对脱硝装置的高效性能管控，在此基础上实现脱硝装置的可靠、高效、经济运行，因此催化剂全寿命管理模式应涵盖催化剂全寿命周期的产品供货、质量管控、高效运维、提效优化、寿命管理以及报废处置六个部分。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
TPRI
2.3 喷氨优化技术
2）最大安全脱硝效率：高中低负荷下变脱硝效率，找出NH3逃逸上限
对应的当前最大安全脱硝效率，通过效率监控氨逃逸，替代NH3-CEMS ，解决其测量不可靠问题。
机组满负荷下的NOx、脱硝效率及氨逃逸计算反应器潜能，用 于预测当时不同入口NOx浓度下的最大安全脱硝效率
6 化 学 潜 能 P与 氨 逃 逸 ppm 5 4 2.98 3 63.1 2 1 0 T-01 T-02 T-03 预测 57 0.95 1.65 2.02 60 55 50 2.91 3 P NH3 效率 70.6 2.97 3 65 80 77 75 脱 硝 效 率 % 70
700 600 500 400 300 200 100 0 A1 A2 A3 A4 A5 B1 B2 B3 700 600 500 400 300 200 100 0 A1 A2 A3 A4 A5 B1 B2 B3 B4
点1 点2 点3 点4 点3 点1 B5
点3 点1 B4 B5
燃烧调整前，SCR入口截面Nox平均475mg/m3，最大642mg/m3，最小345mg/m3 燃烧调整后，NOx降幅28.1%，平均342mg/m3，最大388mg/m3，最小295mg/m3
785 325 58.6 2 2.81
3
% µL/L --
TPRI
三、典型案例分析
案例二：脱硝性能现场评估+实验室催化剂检测——质量鉴定 2013年、2014年及2015年4次采样进行实验室中试催化剂串联性能 检测，性能均不达标，后催化剂公司自我检测结果接近。 原因分析：典型高灰高硫煤，催化剂首次设计案例，体积量偏低 约26%， 结果：免费增加备用层催化剂。
2.1低氮燃烧运行优化
LNB+SCR整体控制NOx排放：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。 降低NOx浓度，平衡锅炉与SCR之间的NOx浓度及其它性能指标； 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。
蒙堵塞约30%，宁夏催化剂破损，山西细灰堵塞），降阻力
TPRI
2.3 喷氨优化技术
TPRI
2.3 喷氨优化技术
1）喷氨格栅AIG优化——改善NH3/NO分布 某350MW机组，空预器阻力约3-5kPa，飞灰及脱硫浆液氨含量高、烟囱 与反应器出口NOx偏差40-50mg/m3。
AIG优化使出口NOx-CV由106/140%降至25/30%，氨逃逸由11.6ppm降 至2ppm。消除局部氨逃逸峰值！
1200 78
2 3.47
1200 83
2 3.63
项目 机组负荷 入口NOx均 值 出口NOx均 值 平均脱硝效 率 平均氨逃逸 装置潜能P
单位 MW mg/m mg/m
3
T-01
#5机组 运行17000h T-02 T-03 600 600 600 737 111 85.1 8.35 2.79 716 110 84.7 7.37 2.8 727 95 87 9.76 2.77
TPRI
内，提高AGC跟随性
2.3 喷氨运行优化
3）喷氨控制优化：超低排放要求减小NOx排放振幅到-10~+10mg/m3以
——需入口NOx、供氨及喷氨跟随稳定。
TPRI
2.4 低负荷投脱硝
4）最低连续喷氨温度MOT
行动计划要求最低技术出力以上投运SCR ，MOT温度∝ NH3× SO3 ， MOT比ABS析出温度通常高20-25℃： 河北某厂ABS 导致催化剂 半年失效。 •烟气旁路 •水旁路 •给水循环 •省煤器分级
NH3 / NO
f 3 V S
/ CNO
TPRI
2.2 烟气流场优化
堵塞破损催化剂，影响性能发挥和流量测量：
NH3/NO混合，上游NOx、AIG速度及喷氨，提效降NH3逃逸
烟气偏流，消除催化剂上方速度和角度偏差，减轻催化剂磨损 飞灰堵塞，去除大颗粒，防催化剂堵塞（广西大颗粒堵塞约30-40%，内
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。
TPRI
四、几点建议
烟气脱硝装置运行优化根本：NOx达标排放，减轻空预 器ABS堵塞，降低氨耗与优化提效提高运行经济性。 为此，需要电厂和专业测试单位相结合，构建脱硝装置 的运行优化管理数据库： 1、定期进行燃烧优化调整、喷氨优化调整试验，评估脱 硝装置的性能。 2、定期进行催化剂实验室检测，评估催化剂活性K。 3、根据需要进行喷氨控制逻辑优化、烟气参数分布优化 改造、防积灰优化改造等辅助运行优化工作。 4、定期更新脱硝装置运行性能数据库，进行回归和提效 改造预测。
TPRI
2003 年 2006 年 2007 年 2008 年 2010 年 2012 年 2013 年 2014 年
烟气脱硝技术研究所主要业绩
• 德国GTZ组织在E.ON公司培训脱硝运行测试及优化技术； • 华能北京热电第一台烟气脱硝SCR改造工程可研及业主工程师等； • 嵩屿电厂第一台SCR装置性能考核； • 京能热电第一台SCR脱硝改造工程技术咨询； • 北京一热第一台SCR装置AIG喷氨优化调整； • 抚顺第一台SCR装置系统调试；
TPRI
谢谢大家
介绍人：卢承政 西安热工研究院苏州分院 烟气脱硝技术研究所 联系：13962521791 联系： 13962521791， ， luchengzheng@
TPRI
超低排放形势下的脱硝运行优化技术
介绍人：卢承政 西安热工研究院苏州分院 烟气脱硝技术研究所 联系：13962521791 联系： 13962521791， ， luchengzheng@
TPRI
1、超低排放形势下脱硝存在的问题 2、超低排放形势下脱硝的运行优化技术 3、典型案例分析 4、几点建议
适中
严重
TPRI
一、脱硝运行问题
传统AH三段温度：高、中、低
TPRI
一、脱硝装置运行问题
TPRI
二、脱硝装置运行优化
1、燃烧优化调整：降低入口NOx浓度 2、流场模拟优化：提高烟气和NH3混合程度 3、喷氨优化调整：降低进、出口氨氮偏差 4、低负荷投脱硝方案选择 5、催化剂提效改造方案选择
TPRI
TPRI
三、典型案例分析
案例二：脱硝性能现场评估+实验室催化剂检测——质量鉴定
某2台无烟煤W锅炉SCR，设计NOx浓度1200mg/m3，脱硝效率89%和氨 逃逸不大于2µL/L，于2012年11月和12月投运。
2013年7月、2015年3月两次现场测试性能不达标：
项目 单位 机组容量 MW 温度 ℃ 粉尘 g/m3 入口Nox mg/m3 催化剂寿命 h 初期效率 % 初期氨逃逸 ppm 装置潜能P #5-6 设计 600 410 49 1200 24000 89 2 3.89 T-01 #5机组5760h T-02 T-03 预测 600 600 600 401 401 400 732 90 2.69 3.55 748 5400 85.9 2.26 3.45 681 86.3 2.29 3.42 T-03 #6机组5040h T-04 T-05 预测 600 600 600 408 409 404 932 86.8 2.24 3.6 1017 4600 85.7 2.2 3.61 1012 89.1 2.53 3.69
TPRI
2.5 催化剂检测及再生技术
实验室中试检测催化剂的物理结构、化学组成及化学活性，进行 催化剂质量检验、活性劣化诊断及活性评估等。
TPRI
三、典型案例分析
案例一：AIG优化改造+催化剂再生+喷氨优化——超低排放
原SCR设计2+1，入口350mg/m3、60%效率，2011年7月投运，2014年4月 加备用层，出口NOx－CV=41%/51%，脱硝效率65%。 2015年5月，原两层催化剂再生+AIG改造+喷氨优化，脱硝效率提高到 90.6%，出口NOx-CV值降至9.7%/11.3%，
预测 1200 655 45.4 2 2.75
TPRI
三、典型案例分析
调整前：NOx分布偏差为43.9% 调整后：NOx分布偏差为9.9%
Байду номын сангаас
TPRI
三、典型案例分析
调整前：出口截面NOx分布相对标准偏差为28.3% 调整后：出口截面NOx分布相对标准偏差为8.2%
TPRI
三、典型案例分析
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
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