优化调整减少脱硝喷氨量
优化燃烧调整，降低机组耗氨量
优化燃烧调整，降低机组耗氨量摘要：在电厂的能源消耗中，锅炉燃煤消耗占主要份额。
如何降低锅炉消耗，降低机组耗氨量，是电厂要面临的主要问题。
因此，有必要对影响锅炉效率的因素进行分析，找出有效的运行方式，以提高锅炉效率，达到节能增效的目的。
关键词：优化；耗氨量；运行调整；一、引言环境问题关系到国计民生，也关系到后代子孙的生存。
随着人民生活水平的提高，环境问题日益受到人民的关注，为创造一个绿色的世界，国家要求各火力发电企业烟气、粉尘、氮氧化物的排放必须满足环保要求。
针对这一情况，火力发电厂大都采用国内较伟成熟的技术，通过低氮燃烧和烟气脱硝来降低烟气氮氧化物的生成。
但是本厂进行低氮燃烧器改造后，在降NOX燃烧的过程中，同时出现氨单耗高，导致尿素用量大，一方面造成发电成本上升，另一方面由于耗按量增加也间接导致空预器差压增大影响锅炉效率。
为此，我们成立调查组，通过原因分析并采取了相应的运行调整对策，使情况得以改善。
二、锅炉概况某发电厂#1、2锅炉型号为WGZ1018-18.44-2，系武汉锅炉厂生产制造的亚临界自然循环汽包锅炉。
锅炉采用中速磨直吹制粉系统，采用前后墙对冲布置，燃烧器前墙三层后墙二层，每层5只旋流燃烧器，B层配等离子，其它层为小油枪。
锅炉低氮燃烧改造采用LYSC系列低氮燃烧器，前、后墙10个燃烬风采用LYOFA型摆动式燃烬风喷嘴，A、B层燃烧器对冲、C、E层燃烧器对冲，D层喷燃器布置最高。
每台锅炉配置2台SCR反应器，锅炉尾部烟气通过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之间的连接烟道。
尾部烟气采用“选择性催化剂还原烟气脱硝”技术，其反应产物为对环境无害的水和氮气，一炉两个反应器；还原剂采用氨蒸汽，还原剂的制备通过两套尿素水解反应器实现。
三、改造后存在问题经过改造后锅炉的NOx仍然较高，未达到设计值，并且在锅炉运行过程中氨单耗高，导致尿素用量大，造成发电成本上升；耗氨量增大，还使反应后的氨盐生成量增加，该物质粘性大，易粘结在催化剂和锅炉尾部的受热面上，造成空预器堵塞现象，影响锅炉通风量，降低了锅炉运行效率。
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。
300MW机组SCR脱硝系统喷氨优化调整
2020年第38卷第3期300MW 机组SCR 脱硝系统喷氨优化调整王猛，沈建军，涂安琪，吴宇，禾志强（内蒙古电力科学研究院，呼和浩特010020）0引言根据《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）[1]要求，截至2020年，300MW 及以上燃煤发电机组（暂不含W 型火焰锅炉和循环流化床锅炉）完成超低排放改造，实现在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放质量浓度分别不高于10mg/m 3、35mg/m 3、50mg/m 3。
对此，大量燃煤发电机组已进行了超低排放改造。
目前成熟可靠且应用广泛的脱硝技术是选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction ，SCR ）。
SCR 反应器在设计之初，均会对烟道和反应器内的流场进行优化，但其优化调整比较粗糙，导致反应器出口氮氧化物质量浓度分布不均匀、偏差较大，同时氨逃逸量大。
此外，受锅炉运行参数等多种因素的影响，使SCR 反应器入口氮氧化物质量浓度波动较大、生成物复杂，进而增加了出口氮氧化物质量浓度的控制难度。
氨逃逸量过大会造成空气预热器堵塞和脱硝经济性差等问题[2-3]。
因此，需要对SCR 脱硝系统进行喷氨优化调整，以降低SCR 反应器出口氮氧化物分布不均匀度和氨逃逸量，从而提高脱硝系统运行的经济性、稳定性和安全性[4-8]。
本文以内蒙古地区某300MW 机组为例，通过测量SCR 反应器进、出口流速，氮氧化物质量浓度，以及出口氨逃逸量等参数，对喷氨管道各支管阀门开度进行调节，以达到消除偏差、提高系统脱硝性能的目的。
摘要：对某300MW 机组SCR 脱硝系统进行喷氨优化调整，通过分析SCR 反应器出口烟气流速、氮氧化物质量浓度和氨逃逸量，对各喷氨支管的阀门开度进行调节，调整后A 、B 侧出口氮氧化物质量浓度分布的不均匀度分别降为4.19%和4.83%，平均氨逃逸量降为1.60×10-6和1.29×10-6，脱硝效率提高到88.92%和89.11%，喷氨优化效果良好。
例析SCR脱硝系统AIG喷氨优化调整
例析SCR脱硝系统AIG喷氨优化调整1河源电厂SCR脱硝系统介绍河源电厂一期工程2×600MW超超临界燃煤机组分别于2008年12月和2009年8月投产，同期配置低氮燃烧器、除尘效率为99.67%的双室四电场静电除尘器和脱硫效率为95%的湿法烟气脱硫装置、各种废水处理装置等环保设施，并于2012、2013年完成两台机组取消脱硫旁路和增设SCR脱硝装置的技术改造。
SCR脱硝系统采用高尘布置，工作温度300℃～420℃，工艺系统按入口NOx 浓度450mg/Nm3、处理100%烟气量、脱硝效率不低于80%、最终NOx排放浓度为90mg/Nm3、氨逃逸浓度不大于3μL/L、及SO2/SO3转化率小于1.0%进行设计。
每台锅炉设两个SCR反应器，不设省煤器调温旁路和反应器旁路。
采用蜂窝式催化剂，按“2＋1”模式布置，备用层在最下层。
采用液氨制备脱硝还原剂，两台锅炉脱硝装置共用一个还原剂公用系统。
SCR脱硝系统采用集中控制方式，脱硝反应器区的控制纳入各机组DCS系统，操作员站利用现有机组操作员站，设在机组运行控制室内。
脱硝还原剂储存、制备与供应系统等公用部分的控制作为远程站纳入机组公用DCS系统，氨区就地设置专用的操作员站，就地操作员站具有集控室操作员站的全部功能，且1、2号机组可对还原剂区公用部分进行监视。
SCR脱硝系统采用CFD数值模拟和物理模型试验进行优化设计，将省煤器出口、反应器进口烟道、喷氨格栅、导流叶片、静态混合、整流装置、反应器及空预器入口烟道等作为一个整体，保证脱硝系统各截面的烟气流场分布均匀性。
在消除局部大量积灰的同时，使烟气系统阻力最小，顶层催化剂入口烟气分布满足：速度最大偏差：平均值的±15%温度最大偏差：平均值的±10℃氨氮摩尔比的最大偏差：平均值的±5%烟气入射催化剂角度（与垂直方向的夹角）：±10°2氨喷射系统AIG介绍氨喷射系统AIG是SCR脱硝系统的核心部件，其作用是将喷入烟道内的氨-空气混合气与烟气（NOx）均匀混合，满足催化剂入口设计条件，最终达到脱硝性能要求。
脱硝系统喷氨优化调节技术
脱硝系统喷氨优化调节技术随着火电厂最新大气污染排放标准的颁布及煤电节能减排升级与改造行动计划的实施，燃煤电厂必须更加严格地控制烟气中NOx的排放量。
选择性催化还原（SCR）脱硝技术因脱硝效率高且运行稳定可靠，而被广泛应用于燃煤电厂。
脱硝效率和氨气逃逸率是衡量SCR脱硝系统运行是否良好的重要依据。
标签：脱硝系统;喷氨优化1 前言SCR脱硝系统是在一定温度范围内，在催化剂的作用下实现还原剂（氨）对烟气NOx的脱除反应，副产物为N2和H2O. SCR脱硝系统中的喷氨格栅可促使氨气和烟气在进入SCR反应器前充分混合。
喷氨不均会降低脱硝性能，喷氨过量时氨逃逸量会增大，形成的硫酸氢氨等物质易造成空气预热器堵塞和冷段腐蚀，喷氨不足时会降低脱硝效率。
2 喷氨格栅对脱硝运行的影响喷氨格栅技术作为目前SCR脱硝喷氨应用最多的技术，其喷氨效果决定了催化剂层氨氮分布情况，直接影响脱硝系统的反应效果。
通常所说的喷氨不均，准确地说，指的是喷氨格栅供氨后烟气中的氨氮摩尔比分配不均，即脱硝系统各反应区域的氨量未按预期的氨氮摩尔比进行分配，而不是喷氨量的分配不均。
只有在烟气流场及NOx浓度场绝对均匀的情况下，才要求喷氨量的均匀分配。
在实际工况下，由于催化剂层各个位置流速不同、NO2浓度不同、催化剂实际性能不同，导致实际需要脱除的NOx量以及处理能力不同，进而实际氨需用量也不尽一致。
脱硝运行中，实际喷氨量与氨需用量的不匹配，是导致局部喷氨过量、氨逃逸高、NOx浓度场不均等问题的主要原因。
喷氨过量造成脱硝效率过高，使得出口NOx浓度出现极低值，同时未能参与反应的氨形成大量氨逃逸，进而引发空预器腐蚀堵塞问题;喷氨不足则导致脱硝效率低，出口NOx浓度偏高，易导致排放浓度超标。
由于脱硝系统对NOx浓度、氨逃逸浓度的监测绝大部分采用单点测量方式，因此在喷氨不均的情况下，极易出现监测数据与实际反应状况不一致的现象，主要体现为脱硝出口与总排口NOx浓度差异大、喷氨量与脱硝效率不匹配、氨逃逸数据低而空预器堵塞严重等情况，严重影响运行人员对脱硝运行状态的判断及调整。
便携式喷氨优化调整方法及其应用
便携式喷氨优化调整方法及其应用摘要：基于现有人工喷氨优化调整方法效率低、安全风险高、调整不及时的特点，研发便捷式喷氨优化调整装置和方法，应用到某300MW机组后发现，脱硝反应器出口NOx浓度分布相对标准偏差（Cv值）A侧由142%改进为14%，B侧由114%改进为14%。
氨耗量降低约19kg/h。
空预器烟气侧压差降低1700Pa。
机组运行经济性和安全性大幅改善。
关键词：便携式，喷氨优化，氮氧化物，压差1背景2016年，国家将燃煤机组烟气氮氧化物（NOx）排放要求提高到50mg/m3，这对现有SCR脱硝装置提出了严峻考验，必须对氨气喷射量和均匀性进行严格控制。
当喷氨不足，排放不达标，面临环保处罚；而喷氨过量会导致氨逃逸，造成空预器堵塞，风机电耗升高等问题，严重时造成机组限负荷运行甚至需停机检修，经济损失巨大。
喷氨优化调整是降低氨逃逸有效措施，通过改变喷氨量的大小及空间分配，实现氨气与NOx分布比例均匀。
现场试验证明，在机组检修后、风烟系统改造流场发生变化、煤种发生变化时，均应尽快进行喷氨优化调整工作[1]。
在当前负荷、煤种等多变的运行形势下，喷氨优化调整需求越来越频繁，即将成为常态化和必要的锅炉检修工作。
国内电力工作者进行着喷氨优化的研发工作。
方朝君[2]等就某600MW机组进质量浓度分布测量，并进行喷氨优化调整，优化后出口NOx行出入口的NO和NH3浓度Cv降至8%以内。
由于煤质变化及负荷波动等因素，李剑宁[3]等对某300MW机组进行喷氨优化调整试验，经过多次优化调整出口NOx降至10%。
然而，综合对比各喷氨优化方法发现，现有喷氨优化普遍采用人工优化调整方法，高度依赖专业人员现场作业，存在着效率低、安全风险高、调整不及时等缺点，电厂无法自主开展，调整次数显著不足。
为有效减缓SCR和空预器性能劣化趋势，亟待研发便携式的喷氨优化调整装置和方法。
2运行现状某电厂4号机组为300MW发电机组，锅炉为亚临界中间一次再热控制循环汽包炉，单炉膛、四角切圆燃烧方式。
燃煤电厂脱硝喷氨自动控制系统存在问题及优化方案
燃煤电厂脱硝喷氨自动控制系统存在问题及优化方案摘要：随着我国对环境保护政策要求的逐年提高，火电机组排放烟气中的NOx已纳入严格监管，选择性催化还原法(Selective Catalytic Reduction，SCR)的烟气脱硝技术因其具有很高的脱硝率、技术可靠、结构简单等优点已成为燃煤电站锅炉控制 NOx排放的主要选择。
脱硝控制系统的关键参数是喷氨量，喷氨量及其控制方式直接关系到电厂NOx排放浓度、装置的脱硝效率及氨逃逸率等指标。
为了开展燃煤电厂脱硝喷氨控制系统的研究，首先分析了传统脱硝系统控制方式以及存在的问题，接着从流场均匀性、出入口NOx浓度、控制策略等3个角度提出相应的优化方案。
通过研究，以期为当前燃煤电厂SCR脱硝系统控制方法存在的问题提供优化的方向。
关键词：选择性催化还原法；脱硝喷氨优化；控制策略；流场；PID0 引言随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，能源绿色转型持续推进，可再生能源装机突破10亿千瓦。
2021年，全国全口径火电装机容量13.0亿千瓦，其中，煤电11.1亿千瓦，同比增长2.8%，占总发电装机容量的比重为46.7%。
当前能源消费结构以煤电为主的传统模式向以新能源为主的模式转型，但仍然以煤电为主。
煤炭在燃烧过程中产生大量的氮氧化物（NOx），NOx的排放给生态环境和人类带来严重的危害，2015年12月，国家发布超低排放改造实施方案，要求全国具备改造条件的燃煤电厂进行超低排放改造，改造后的NOx排放量控制在50mg/Nm3范围内[1-3]。
选择性催化还原烟气脱硝技术因其具有很高的脱硝率、结构简单且氨气逃逸率小等优点已成为燃煤电站锅炉控制 NOx排放的主要选择[1]。
通过SCR脱硝反应机理分析，SCR脱硝效率受烟气流速、催化剂特性、喷氨量等多种因素影响，喷氨量的多少是其重要的影响因素之一，对于控制脱硝反应器出口NOx的浓度至关重要。
SCR烟气脱硝控制系统是控制喷氨量的重要系统，能够保障脱硝系统的安全稳定运行，满足脱硝系统性能指标的重要组成部分[4]。
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。
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。
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。
2.初始喷氨自动控制策略某电厂原脱硝喷氨自动控制策略是经典的前馈加串级回路控制，如图1所示。
与单回路比例-积分-微分(PID)相比，串级回路控制相对复杂，由两个控制器串联工作，以主控制器为主导，保证变量稳定为目的，两个控制器协调一致，互相配合。
若干扰来自副环，副控制器首先进行粗调，主控制器再进一步进行细调。
因此控制质量优于简单控制系统。
主调控制回路：主调节回路有两部分组成，一个控制的是脱硝效率，另一个控制的是出口NOx含量。
在操作画面上提供了方式选择供运行人员设置。
但两者逻辑原理是一样的，都是用锅炉的总风量的分段函数作为前馈，对主PID模块计算出的值进行修正后得出氨气需求量，形成供氨流量的设定值。
副调控制回路：根据总风量修正计算得到所需要的氨气流量，其作为副调的给定值与氨气流量测量值的偏差经过副调调节后输出控制指令，控制喷氨流量调节阀开度，改变喷氨量大小，最终将出口NOx质量浓度控制在设定值范围内。
SCR脱硝系统喷氨优化调整试验
SCR脱硝系统喷氨优化调整试验为了调高脱硝系统效率，在满足环保超低排放标准的前提下，减少喷氨量、降低氨逃逸率、降低空预器堵塞风险，对某电厂超临界2×700MW燃煤机组脱硝系统进行喷氨优化调整试验。
通过调整喷氨手动门开度，合理调节SCR喷氨量，使SCR脱硝系统出口氮氧化物浓度分布的均匀性得到改善，降低了局部氨逃逸峰值，降低了空预器堵塞的风险。
随着火电厂最新大气污染排放标准的颁布及煤电节能减排升级与改造行动计划的实施，燃煤电厂必须更加严格地控制烟气中NO x的排放量。
选择性催化还原（SCR）脱硝技术因脱硝效率高且运行稳定可靠，而被广泛应用于燃煤电厂。
脱硝效率、喷氨量大小和氨气逃逸率是衡量SCR脱硝系统运行是否良好的重要依据。
电厂在实际运行过程中，由于负荷、锅炉燃烧工况、煤种、喷氨格栅阀门开度、烟道流场均匀性、吹扫间隔时间等因素均会影响SCR脱硝效率和氨逃逸率。
逃逸氨在空预器中会生成黏性的硫酸铵或硫酸氢铵，减小空预器流通截面，造成空预器堵灰。
空预器堵灰不仅影响锅炉运行的经济性而且显著降低锅炉安全性，严重影响脱硝机组的安全稳定运行。
目前燃煤电厂可以选择新型的SCR脱硝系统喷氨格栅类型、布置方式及改造喷氨管，调整喷氨量和喷复均匀性，改进催化剂入口氨氮比，优化烟气导流板布置、烟气流速的均布性，或研发与应用烟气脱硝系统自动控制技术。
通过提升自控系统稳定性和可靠性等措施，可提高SCR脱硝系统出口NO x分布均匀性，防止局部氨选逸超标，减轻空预器堵灰、腐蚀、运行阻力等问题。
某厂由于投产时间早，投产时由于国家环保要求不高，脱硝系统按出口氮氧化物排污浓度200mg/m3设计。
随着国家环保要求的提升，为满足发改能源〔2014〕2093号文件《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》的要求，该厂将氮氧化物排放浓度稳定的控制到50mg/m3以下，该厂进行了SCR烟气脱硝提效改造，主要是加装5号炉第三层及6号炉第二层催化剂来达到NO x浓度超低排放。
深度调峰下脱硝系统喷氨优化试验
深度调峰下脱硝系统喷氨优化试验杨宇【摘要】针对燃煤机组在深度调峰低负荷运行工况下选择性催化还原法(SCR)脱硝装置喷氨量大、不均匀、反应器出口NOx质量浓度分布与DL/T 260-2012《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》相对标准偏差率(CV)值高等特点.通过对低负荷下SCR脱硝装置的性能进行喷氨优化调整试验,改善其运行状况.经优化调整后,机组在120 MW低负荷下运行时,A侧SCR反应器出口截面NOx质量浓度分布CV值分别由51.7％和28％降低至8.4％、9.8％,平均氨逃逸浓度分别由3.1×10-6和2.1×10-6降为1.8×10-6和0.3×10-6,且SCR反应器出口NOx质量浓度分布均匀性明显改善,局部氨逃逸体积分数峰值明显降低.【期刊名称】《吉林电力》【年(卷),期】2019(047)002【总页数】5页(P52-56)【关键词】脱硝系统;深度调峰;选择性催化还原法;优化调整【作者】杨宇【作者单位】白山热电有限责任公司,吉林白山 134300【正文语种】中文【中图分类】TK223.71;X511近年来，我国风电、光伏发电等清洁能源装机容量迅猛增长[1-2]，为了消纳这部分清洁电力，国家能源局出台了一系列相关文件，要求燃煤火电机组作为当前电网调峰的主力军，进一步提高燃煤火电机组的调峰能力和调峰深度，提升我国燃煤火电机组的运行灵活性[3]。
当燃煤火电机组长期参与深度调峰，锅炉处于低负荷下运行时，机组将面临一系列问题[4-5]，其中，脱硝系统的安全高效投运是关注的重点之一。
当机组在低负荷下运行时，由于选择性催化还原法（SCR）脱硝装置远远偏离了其设计工况，需要采取宽负荷脱硝技术提升烟温，且低负荷下SCR入口喷氨量一般都偏大，运行成本较高[6]。
对于含硫量较高的机组，低负荷下运行一段时间后，空气预热器被硫酸氢铵严重堵塞[7-8]，严重时可能引起炉膛负压的剧烈波动，引发不必要的损失。
影响脱硝喷氨自动调整的因素及对策
影响脱硝喷氨自动调整的因素及对策
1.氨氮浓度波动：脱硝喷氨自动调整的关键指标是氨氮浓度，但由于原料供给的不稳定性，氨氮浓度容易出现波动。
这会导致脱硝系统的调整误差，影响脱硝效果。
针对这个问题，可以增加氨氮浓度监测仪的精度和稳定性，确保准确监测厂内氨氮浓度，并通过自动调整控制阀门和液位控制来平稳供给氨氮。
2.气体温度变化：脱硝过程中，氨气与烟气的混合温度会影响脱硝效果。
而气体温度的变化会导致反应速率的变化，影响脱硝的稳定性。
为了解决这个问题，可以在气体混合段增加温度调节装置，保持稳定的混合温度，并通过温度传感器和控制阀门来实现自动调整。
3.反应时间不足：脱硝喷氨反应时间过短会导致氮氧化物的去除效果不理想。
这可能是由于反应器设计不合理或喷氨量不足造成的。
改进措施可以包括增大反应器容积、调整喷氨位置和增加喷氨量等，以保证充分的反应时间。
4.氨氮供给不足：如果氨氮供给不足，可能导致脱硝效果下降。
这与原料供应不稳定、管道堵塞等问题有关。
为了解决这个问题，可以设置一个氨氮容量的监测和报警装置，及时发现供给不足的情况，并通过增加氨氮供给的管道和增加喷氨设备等来解决。
5.氨氮浓度超标：若氨氮浓度超过规定的排放标准，可能会导致环境污染。
这可能是由于操作不当或氨氮供给过剩导致的。
需要通过对氨氮供给系统进行调整，减少氨氮的喷入量，并加强对脱硝过程的监控和控制，以确保氨氮浓度始终在合理范围内。
综上所述，脱硝喷氨自动调整的因素及对策有很多，需要综合考虑原料供给、温度变化、反应时间等因素，并通过优化设计和增加自动控制系统来确保脱硝效果的稳定和可靠。
SCR脱硝系统喷氨优化调整试验
SCR脱硝系统喷氨优化调整试验摘要：SCR脱硝系统是一种常用的尾气处理设备，用于减少燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）。
本文以电厂的SCR脱硝系统为研究对象，通过优化调整喷氨量和喷氨位置，从而提高系统的脱硝效率和降低氨逃逸量。
实验结果表明，适当的喷氨量和喷氨位置可以显著改善SCR脱硝系统的性能。
关键词：SCR脱硝系统，喷氨优化，调整试验1.引言由于燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）对环境和人体健康造成了严重威胁，各国政府对尾气排放的要求越来越严格。
SCR脱硝系统是一种常用的尾气处理设备，可以有效地降低NOx排放。
2.实验方案2.1实验设备本次实验使用了电厂的SCR脱硝系统作为研究对象。
该系统由脱硝反应器、氨水储存罐、氨水泵等组成。
2.2实验目的本次实验的目的是通过优化调整喷氨量和喷氨位置，提高SCR脱硝系统的脱硝效率和降低氨逃逸量。
2.3实验步骤（1）首先，记录系统运行时的氨逃逸量和脱硝效率。
（2）然后，将喷氨量逐渐增加，每次增加10%，记录氨逃逸量和脱硝效率的变化。
（3）接着，将喷氨位置从脱硝反应器底部逐渐移向顶部，每次移动10%，记录氨逃逸量和脱硝效率的变化。
（4）最后，根据实验结果分析，确定最佳的喷氨量和喷氨位置。
3.实验结果与分析通过实验，得到了一系列的数据，并分析了喷氨量和喷氨位置对SCR脱硝系统性能的影响。
3.1喷氨量对系统性能的影响实验结果显示，在一定范围内，增加喷氨量可以提高系统的脱硝效率。
然而，当喷氨量超过一定阈值时，脱硝效率开始下降，而氨逃逸量则显著增加。
这是因为过量的氨会与NOx反应生成氮氧化物，然后逃逸到大气中。
3.2喷氨位置对系统性能的影响实验结果还显示，随着喷氨位置由底部向顶部移动，系统的脱硝效率有所提高，而氨逃逸量有所降低。
这是因为喷氨位置越高，氨与NOx的接触机会越多，反应的效率也会提高。
4.结论通过对SCR脱硝系统喷氨优化调整试验的研究，可以得出以下结论：（1）适当增加喷氨量可以提高系统的脱硝效率，但过量喷氨会导致氨逃逸量的增加。
脱硝的控制系统优化
脱硝的控制系统优化发布时间：2021-06-17T14:35:40.427Z 来源：《基层建设》2021年第6期作者：关鹏丁建学陈天池[导读] 摘要：SCR脱销系统由于是大惯性大迟延系统自动控制系统的控制精度差、响应时间长。
通过新控制方案大幅度提高了SCR脱销系统自动控制系统的调节品质，并解决氨逃逸高的问题。
华能包头第三热电厂内蒙古包头市 014000摘要：SCR脱销系统由于是大惯性大迟延系统自动控制系统的控制精度差、响应时间长。
通过新控制方案大幅度提高了SCR脱销系统自动控制系统的调节品质，并解决氨逃逸高的问题。
关键词：SCR脱销；大惯性；大迟延；自动控制系统前言SCR脱销系统以其较高的脱销效率的优势，成为了我国大型火电机组脱销系统的主流技术。
在脱销装置的运行中，控制系统的重要性越来越突出，其控制品质直接关系到脱销运行成本和环保指标考核。
脱销系统控制的关键参数是喷氨量，对喷氨量调节必须既要保证出口NOx的浓度满足要求，又要保证脱销效率和较低的氨逃逸率。
目前国内SCR脱销装置的喷氨量控控制策略设计过于简单，与脱销对象不相适应。
脱销控制对象的整个响应过程达十几分钟，是典型的大滞后被控对象。
目前普遍采用的控制策略均为简单的PID的方案，无法获得良好的控制品质。
主要由于按偏差确定控制作用以使输出量保证其在期望值的反馈系统，对于滞后大的控制对象，其反馈控制作用不能及时影响系统的输出，以致引起输出量的过大波动，直接影响控制品质。
而由前馈和反馈控制系统组成的复合控制方案能够有效的补偿外扰对整个系统的影响，并有利于提高控制精度。
主要存在的问题：目前，脱销装置的喷氨量控制方案主要有以下两个问题：1、控制策略过于简单。
脱销控制对象的整个响应过程达十几分钟，是典型的大滞后被控对象。
目前普遍采用的控制策略为简单的PID方案，无法获得良好的控制品质。
2、控制系统的运行过分依赖于测点的完好主要问题是CEMS仪表的定期吹灰、标定会使测量值瞬间突变。
2号炉脱硝系统优化调整措施
2号炉脱硝系统优化措施为防止2号炉脱硝系统喷氨量偏大、氨逃逸偏高，导致布袋除尘器差压高影响机组带负荷能力及机组安全性，采取应对措施如下：（一）优化燃烧调整，降低脱硝入口NOx含量1.在保持锅炉燃烧稳定和不结焦的情况下，适当降低运行燃烧器二次风量，增加燃烬风量，保持锅炉氧量不变。
尽量降低SCR入口NOx浓度在300mg/Nm3以下。
2.在正常运行时，运行燃烧器的燃料风门控制在20%-40%，相邻辅助风门控制在20%-45%，但最上层与最下层辅助风门开度不低于40%；停运的制粉系统对应燃烧器相邻辅助风门控制在15%，燃料风门开至10%，冷却燃烧器喷口。
3.在保证运行磨煤机出力的情况下，尽量减少一次风量，降低煤粉燃烧初期的空气量，限制NOx形成。
4.锅炉应急减负荷时，应控制减负荷幅度，尽量保持在不需要投入等离子进行稳燃的负荷以上运行。
若必须投入等离子进行稳燃时，应及时调整好燃烧，在燃烧稳定后尽早退出等离子运行。
5.锅炉低负荷运行时，应通过抬高燃烧器摆角，来提高炉膛火焰中心位置，同时投入脱硝宽负荷烟气旁路，尽量提高脱硝入口烟气温度，保持催化剂活性。
同时避免因脱硝SCR入口烟温低，引起脱硝SCR系统退出运行的事件发生。
6.若给煤机发生断煤或给煤机煤量异常需紧急停运给煤机时，应根据磨煤机出口温度变化情况及时减少一次风量，避免因一次风量过大，燃烧区氧量增加过多，造成脱硝SCR入口NOx急剧上升。
7.燃烧调整控制NOx的生成,应遵循的原则：a.降低燃烧区域的平均温度和峰值温度。
b.减少燃料周围的氧浓度。
c.尽量延长燃料在低氧环境下燃烧的时间。
8.运行中要注意脱硝SCR系统各参数变化情况，发现有表计指示不准时，及时联系检修人员处理，尤其是脱硝SCR入口烟温、NOx含量、氧量等重要表计。
9.当机组增、减负荷或需要调整燃料量、风量时，应缓慢进行调整，防止SCR入口NOx大幅波动。
（二）按工作任务分解表对脱硝设施设备进行检查用机组停备机会，脱硝设施按工作任务分解表（详见附表）进行全面检查，发现问题及时优化整改，以减少喷氨量、降低氨逃逸率。
1000MW燃煤机组喷氨优化调整
1000MW燃煤机组喷氨优化调整发布时间：2022-11-08T07:26:39.719Z 来源：《福光技术》2022年22期作者：张卿[导读] 国内大部分燃煤电厂采用SCR脱硝技术来控制烟气中氮氧化物（NOx）的排放，然而受机组负荷变动以及制粉系统启停等影响，脱硝系统在运行过程中常面临局部氨逃逸量过大的问题[1]。
中国大唐集团科学技术研究总院有限公司华东电力试验研究院合肥 230088摘要：某1000MW超超临界燃煤机组脱硝系统在运行过程中存在NOX浓度分布不均的现象。
经过喷氨优化调整后，脱硝装置出口NOX 浓度分布趋于均匀，氨逃逸量过大的现象得到改善。
在1000MW负荷时，SCR反应器出口A、B侧NOX浓度的相对标准偏差由42.6%、33.6%下降至13.5%、14.7%，氨逃逸浓度均值也由3.2 uL/L、3.3uL/L下降至1.3 uL/L、1.9 uL/L。
关键词：NOX；氨逃逸；喷氨优化；超超临界The Optimization and Adjustment of Ammonia Injection for 1000 MW Coal-fired Unit Zhang QingChina Datang Corporation Science and Technolgy General Research Insitute Co.LTD East China Electric Power Test & Research Institute，Hefei 230088，China Abstract：There were some problems such as uneven distribution of NOX concentration and large amount of ammonia escape in the operation of a 1000MW ultra supercritical coal-fired unit. After the optimization and adjustment of ammonia injection，the uniformity of NOX concentration at the SCR outlet was improved and the ammonia escape rate was reduced. At 1000 MW load，the relative standard deviation of NOX concentration at outlet A and B of the SCR reactor decreased from 42.6% and 33.6% to 13.5% and 14.7%，the average ammonia escape concentration decreased from 3.2 uL/l，3.3 uL/L to 1.3 uL/l，1.9 uL/L. Key words：NOX；Ammonia escape；The optimization of ammonia injection；ultra Supercritical引言国内大部分燃煤电厂采用SCR脱硝技术来控制烟气中氮氧化物（NOx）的排放，然而受机组负荷变动以及制粉系统启停等影响，脱硝系统在运行过程中常面临局部氨逃逸量过大的问题[1]。
脱硝精准喷氨系统的运行分析及优化
脱硝精准喷氨系统的运行分析及优化发布时间：2021-12-10T03:06:13.281Z 来源：《电力设备》2021年第9期作者：卜钰[导读] 在不远的将来可以预见，氮氧化物的控制要求将实现近零排放：小于10 mg/m3。
（国家能源集团谏壁发电厂江苏镇江 212000）摘要：针对某厂1000MW机组在不同工况下，脱硝精准喷氨系统各分区中有部分分区出口NOx值偏高，造成了精准喷氨系统不均匀度增加，从而直接导致了出口NOx浓度整体偏高，整体喷氨量增大的情况。
该厂引入神经网络自动控制算法系统对精准喷氨系统进行优化，使其满足能够日益严苛的环保标准，本文将针对本次优化改进进行分析及讨论，为发电公司在技术改造中提供参考意见。
关键词：脱硝系统；精准喷氨；神经网络；自动控制逻辑引言当前，氮氧化物是燃煤发电机组污染排放物治理的重点。
对于该问题，我国政府一直以来给予了高度的重视。
历年来，出台了多项关于氮氧化物的环保控制法律法规。
至2018年，部分地方政府出台了“史上最严”的排放标准，氮氧化物的控制要求：小于30 mg/m3以下。
按照国家环保管控力度不断加强的趋势，在不远的将来可以预见，氮氧化物的控制要求将实现近零排放：小于10 mg/m3。
在不同负荷、不同工况下，精准喷氨系统各分区中有部分分区出口NOx值偏高，某些喷氨支管调门已经开足的情况下，该分区NOx浓度依旧偏高，从而直接导致了出口NOx浓度整体偏高，在脱硝自动控制设定值不变的情况下，整体喷氨量增大。
喷氨量过大最终会造成出口残氨量升高，增加预热器堵塞的风险，不利于机组的长周期安全、稳定、高效运行。
1精准喷氨系统的原理某厂1000MW机组利用停运时机，在原改造后的脱硝系统基础上，增设了“精准喷氨”系统。
主要原理为：根据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，使得脱硝出口NOx流场更加均匀分布。
SCR智能脱硝优化解决方案
实施与应用背景国内某电厂2×1000MW燃煤机组配套锅炉为超超临界变压塔式直流锅炉。
锅炉燃烧系统设计采用分级燃烧和浓淡燃烧等技术，可有效降低NO X排放量和降低锅炉最低稳燃负荷。
SCR脱硝系统催化剂采用蜂窝式，烟气脱硝装置采用高尘型工艺，SCR反应器采用双烟道布置。
单个SCR反应器净空尺寸为14600mm （W）×15000mm（L）×23650mm（H）。
采用尿素热一次风热解法。
在SCR入口烟道截面上的2×9个AIG喷嘴将氨喷入到SCR反应器内。
SCR反应器入口烟道弯头较多，布置非常曲折，同时SCR反应器入口烟道狭长，烟气流场复杂，气流分布难以在各符合段达到均匀，采用均衡喷氨极易引起局部喷氨过量导致氨逃逸率过大，影响空预器等烟道后部设备运行，同时也影响了SCR效率。
AIG每个喷氨支管配有手动调节阀，可在运行调试期间根据烟道中NH3和NOX的分布情况，进行手动调节。
根据第三方试验检测机构对该电厂7号机组进行的SCR装置NOX分布均匀性检测结果显示：7号机组SCR装置本次测试区域的NO X分布C.V值：A侧上层30.5%，A侧下层42.2%。
B侧上层6.80%，B侧下层43.5%。
根据以往经验，当SCR装置NO X分布的C.V值在30%以下时，可认为NOX 分布均匀性正常。
改造前SCR装置喷氨优化调整采用静态调整AIG阀门的方法，该方式仅通过在线实验方法调整，并且在工况改变的情况下无法做到及时调整，也无法实时监测SCR反应器入、出口烟气截面NO X分布情况，所以不能及时根据分布情况调整每个喷氨小室的喷氨量，造成了局部氨逃逸率升高、区域性脱硝效率降低。
氨逃逸对脱销系统的影响：如氨分布稍有不均，会出现局部逃逸峰值和较高的逃逸平均值。
实际上，即使分布不均程度较轻，氨逃逸峰值也足以引发问题。
这是因为脱硝效率较高时，如果系统没有调节氨分布不均的能力，当部分烟气含氨量超过NOX反应量时，多余的氨流经系统时就会逃逸。
影响脱硝喷氨自动调整的因素及对策
负荷上升，入口NOx大幅下降
负荷下降，入口NOx上升
华电环保
CEMS的测量
•CEMS的测量有局限性（以点测面）
•CEMS装置吹扫时未在控制器内做信号保持 •CEMS装置吹扫周期频繁 •CEMS装置吹扫时间过长 •CEMS装置信号保持时间过短
业主提出出口NOx不稳，经常大幅波动，且自动经常切除，实际 原因是一侧未做吹扫保持，一侧保持时间不够造成的。
华电环保
华电环保
影响脱硝喷氨自动调整的 因素及对策
中国华电工程（集团)有限公司
2014 年 010 月
华电环保
欢迎各位参加本次技术交流！ 希望多提宝贵意见！
• • 主讲人：郝 正 华电工程环保分公司调试售后部
华电环保
主要内容：
•脱硝系统中喷氨控制的现状 •影响考核指标——出口NOx的因素 •应对策略
华电环保
直接因素喷氨量的变化入口nox的变化cems的测量华电环保间接因素喷氨量的变化?氨气压力发生变化?氨气温度发生变化?变送器测量出现问题?调节阀门出现问题氨气压力下降导致出口nox迅速上升调节阀门线性不好导致喷氨流量变化过大华电环保入口nox的变化?负荷发生变化?烟气流量发生变化?炉膛燃烧情况发生变化氧量变化负荷上升入口nox大幅下降负荷下降入口nox上升华电环保cems的测量?cems的测量有局限性以点测面?cems装置吹扫时未在控制器内做信号保持?cems装置吹扫周期频繁?cems装置吹扫时间过长?cems装置信号保持时间过短业主提出出口nox不稳经常大幅波动且自动经常切除实际原因是一侧未做吹扫保持一侧保持时间不够造成的
一、脱硝系统中喷氨控制的现状
1.日益提高的环保要求：
出口NOx——200 100！ 50！！ 2.脱硝系统长期运行的经济性： 价格：液氨每吨X千元
SCR脱硝系统喷氨优化调整试验 (一)
SCR脱硝系统喷氨优化调整试验 (一)SCR（Selective Catalytic Reduction）脱硝系统是一种常见的烟气脱硝技术。
目前，SCR系统已经广泛应用于电厂、炼油厂、钢铁厂等大型工业企业，并且成为大气污染治理的重要手段之一。
正确的喷氨量对SCR脱硝系统的运行有着至关重要的影响。
因此，优化SCR脱硝喷氨量的调整试验显得尤为重要。
一、实验目的该实验的主要目的是优化SCR脱硝系统的喷氨量，提高脱硝效率和氮氧化物（NOx）去除率。
二、实验原理SCR脱硝系统是一种基于氨水还原NOx的反应原理。
当烟气经过SCR催化剂时，NOx与氨水在催化剂表面上发生还原反应。
在该反应过程中，SCR脱硝系统需要准确的喷氨量来实现NOx的脱除。
三、实验步骤(1) 实验前准备：按照实验方案准备SCR脱硝系统的基本操作条件，包括采集烟气，准确计量氨水喷射量等。
(2) 测量NOx浓度：在不同的喷氨量下，测量烟气中NOx的浓度，以便分析喷氨量对脱硝效率的影响。
(3) 测量二氧化硫（SO2）浓度：在不同的喷氨量下，测量烟气中SO2的浓度，以便评估SCR脱硝系统对SO2的影响。
(4) 发布实验结果：根据测量结果，分析不同喷氨量下的脱硝效果，并发布实验结果。
四、实验结果经过试验，我们可以得出如下实验结果:(1) 喷氨量在一定条件下，随着喷氨量的增加，脱硝效率会逐渐提高，但是当喷氨量过多时，反而会导致脱硝效率下降。
(2) 当喷氨量较多时，SCR脱硝系统会产生一定的二次污染，严重影响环境质量。
因此，必须适当地减少喷氨量。
五、实验结论通过分析SCR脱硝系统喷氨优化调整试验的结果，我们可以得出以下结论：(1) SCR脱硝系统的喷氨量是脱硝效率的关键参数。
合理地优化喷氨量可以提高脱硝效率和NOx去除率。
(2) 在优化喷氨量的同时，必须考虑二次污染问题，适当地减少喷氨量是必要的。
如需长期运行SCR脱硝系统，需要经常调整和维护喷氨系统。
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１５ 单个 ＳＣＲ 结构体催化剂总面积 ｍ２ ９５４５２．４３７６
由于 锅 炉 燃 烧 调 整 是 一 个 动 态 的 过 程，他 要 求 运行人员根据制粉 系 统 的 运 行 方 式、上 煤 方 式 以 及 炉 内 的 结 焦 情 况 等 等 必 须 实 时 进 行 配 风 调 整［３］，因 此在实际运行中会 造 成 锅 炉 烟 气 （脱 销 装 置 入 口 和
７ 模块内催化剂原件数量
个
７２
８
催化剂层数
层
３＋０层 三层运行
９
孔径
ｍｍ ２０ 孔 ，节 距 ８．２ｍｍ
１０
基材
％ ＴｉＯ２（钛白粉）
１１活性Biblioteka 质％ Ｖ２Ｏ５（ＷＯ３）１２
总体积
Ｍ３
７７０．５
单台锅炉
１３
每层催化剂的模块
个
９９
１４
催化剂模块尺寸
ｍｍ １９１０×９７０×１０７５（长 × 宽 × 高 ）
２０１９ 年 第 ６ 期 内 蒙 古 石 油 化 工
４１
优化调整减少脱硝喷氨量
刘 冰
（华电内蒙古能源有限公司包头发电分公司，内蒙古 包头 ０１４０１０）
摘 要 ：近 年 来 ，随 着 我 过 电 力 工 业 的 迅 速 发 展 ，火 电 装 机 容 量 逐 年 剧 增 ，作 为 大 气 污 染 目 之 一 的 氮 氧化物污染问题也日益突显，我厂紧跟国 内 外 环 境 形 势，１＃ 、２＃ 机 组 分 别 在 ２０１４ 年 ７ 月 和 ２０１３ 年 １０ 月完成脱硝改造，并于２０１６年和２０１７年完成脱硝超低该造，为 确 保 各 种 环 保 指 标 合 格，作 为 电 厂 运 行 人 员 必 须 在 确 保 燃 烧 稳 定 经 济 的 前 提 下 尽 可 能 减 少 排 放 量 ，并 达 到 国 家 要 求 标 准 。 但 随 之 风 电 、光 伏 等 新能源的大批量投产发电，使得火电机组的发电量受限、经常维持低负 荷 运 行，有 时 为 了 满 足 电 网 的 调 峰 需 求 还 要 进 行 深 度 调 峰 ，使 得 脱 硝 入 口 烟 温 较 低 ，这 时 如 果 调 整 不 好 就 会 造 成 大 量 的 液 氨 喷 入 极 容 易 造成反应不充分，使得过量的 ＮＨ３ 随着烟气进入空 预 器，造成空预器低 温 腐 蚀 结 垢 堵 塞。 这 样 不 仅 仅 浪费了液氨，也威胁机组的安全经济运行，本文主要从优化锅炉燃烧调整、制定脱硝 ＮＯｘ 调 整 方法 来 降 低 机 组 的 液 氨 耗 量 ，减 少 对 空 预 器 及 其 附 属 设 备 的 腐 蚀 ，保 证 机 组 安 全 经 济 运 行 。
我厂锅炉的型号 ＳＧ－２０２３／１７．５－Ｍ９１４，亚 临 界压 力、一 次 中 间 再 热、控 制 循 环、汽 包 炉。 锅 炉 采 用摆动式燃烧器、四角布置、切向燃烧，单炉膛、Π 型 紧身 封 闭 布 置、固 态 排 渣、全 钢 架 结 构、平 衡 通 风。 煤粉 燃 烧 器 采 用 武 汉 天 和 设 计 的 ４ＤＴＭ 多 维 低 氮 （ＭＡＳ－ＬＮＣＴ）燃 烧 技 术，主 燃 烧 器 组 共 设 有 六 层 煤粉 喷 嘴、八 层 二 次 风 喷 嘴。 主 燃 烧 器 上 部 一 层 ＯＦＡ 喷嘴，主燃 烧 器 上 方 标 高 ４２１５５ｍｍ 处 布 置 低
ＳＣＲ 装置主 要 由 脱 硝 反 应 剂 制 备 系 统 和 反 应 器 本 体 组 成，通 过 向 反 应 器 内 喷 入 脱 硝 反 应 剂 ＮＨ３，将 ＮＯｘ还原为氮气 。 ［２］ 由于此还原反应对温 度 较 为 敏 感 ，故 需 加 入 催 化 剂 ，以 满 足 反 应 的 温 度 要 求，增强反应活性。ＳＣＲ 主要参数如表１。 ２ 影响 ＮＯｘ的原因及控制措施
关 键 词 ：脱 硝 ；ＮＯｘ；温 度 中 图 分 类 号 ：ＴＫ２２７ 文 献 标 识 码 ：Ａ 文 章 编 号 ：１００６—７９８１（２０１９）０６—００４１—０２
１ 脱 硝 系 统 简 介 脱硝 系 统 是 火 电 厂 的 重 要 辅 机 之 一，它 可 以 有
效的降低煤粉在燃烧过程中烟气中所生成的氮氧化 物（主要是 ＮＯ 和 ＮＯ２），目 前 通 行 的 烟 气 脱 硝 工 艺 大致可分为干 法、半 干 法 和 湿 法 ３ 类 。 ［１］ 其 中 干 法 包括选择性 非 催 化 还 原 法 （ＳＮＣＲ）、选 择 性 催 化 还 原 法 （ＳＣＲ）、电 子 束 联 合 脱 硫 脱 硝 法 ；半 干 法 有 活 性 炭联合脱硫脱硝 法；湿 法 有 臭 氧 氧 化 吸 收 法 等。 我 厂使 用 的 就 是 高 含 尘 选 择 性 催 化 还 原 法 （ＳＣＲ）， ＳＣＲ 反应器布置在省 煤 器 和 空 气 预 热 器 之 间，反 应 器内催化剂采用３＋０布 置方式，脱 硝 效 率 可 达 ８５． ７％ ，其 优 点 是 烟 气 温 度 高 ，满 足 了 催 化 剂 活 性 要 求 ； 缺点是烟气中的飞 灰 含 量 高，对 催 化 剂 的 防 磨 损 和 防堵塞的性能要求较高。
＊ 收稿日期：２０１９－０３－２０
４２
内 蒙 古 石 油 化 工 ２０１９ 年 第 ６ 期
位 ＳＯＦＡ，标高 ４７１４５ｍｍ 处 布 置 高 位 ＳＯＦＡ，沿 炉
膛高度方向形成垂 直 三 次 空 气 分 级；一 次 风 水 平 浓
淡和主燃烧器区域 ６ 层 贴 壁 风，实 现 水 平 方 向 空 气
分级。２４只燃 烧 器 为 四 角 布 置、实 现 一 次 风 对 冲、
二次风切向 燃 烧、多 级 空 气 分 级、摆 动 式 直 流 燃 烧
器，Ａ、Ｃ 层燃烧器布置 有 等 离 子 点 火 装 置。 其 中 Ａ
层４只燃烧器为不可摆动直流式燃烧器。
表１
ＳＣＲ 主要参数表
序号
名称
单位 技术参数
备注
１
型式
蜂窝式
２
连续运行温度
℃ ３２０～４２０
３
最低连续运行温度
℃
３２０２６５
４
最低喷氨温度
℃
３１０
５
最高允许运行温度
℃
４３０
６ 催化剂通道内烟气流速 ｍ／ｓ ６．４２／６．３４