关于630mw机组SCR脱硝喷氨优化调整的研究(DOC)
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针对某电厂660MW超临界机组在脱硝系统投运时喷氨自动不能正常投入,无法准确控制脱硝出口NOx排放浓度的问题,分析了喷氨自动控制的影响因素,对现有喷氨自动控制采取移位选取不当的烟气自动监控系统（CEMS）取样测点、调整自动吹扫/标定时间及每路进氨支管手阀的开度等开展优化,优化控制系统逻辑：主调控制回路不再修正摩尔比,副调控制回路在得到喷氨流量后加上人员手动偏置量,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。
某电厂2×660MW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，采用选择性催化复原(SCR)法开展脱硝，控制系统采用可编程逻辑控制器(PLC)控制，接入辅网开展操作调整。
2台机组脱硝系统在投入运行的过程中，由于PLC实现复杂自动控制的局限性，加之现场设备及脱硝喷氨自动控制设计的不完善，导致喷氨自动无法正常投入，完全依靠运行人员手动控制，无法准确控制脱硝出口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开展深入分析并优化。
1 SCR脱硝基本原理燃煤电厂锅炉产生的NOx主要来源于燃料型NOx和热力型NOx。
根据NOx生成机理，控制NOx的技术主要包括燃烧时尽量防止NOx的生成技术和NOx生成后的烟气脱除技术。
SCR技术是应用最为广泛的烟气脱硝技术，采用NH3作复原剂，烟气中NOx在经过SCR反应器时，在催化剂的作用下被复原成无害的N2和H2O。
烟气中的NOx 主要有NO和NO2，其中NO占95%左右，其余的是NO2。
要实现高效率脱硝，喷氨流量的控制至关重要。
若喷氨量超过需求量，则NH3氧化等副反应的反应速率将增大，降低NOx的脱除效率，同时形成有害的副产品，即硫酸铵(NH4)2SO4和硫酸氢铵NH4HSO4，加剧对空气预热器换热元件的堵塞和腐蚀;若喷氨量小于需求量，则反应不充分，造成NOx排放超标。
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。
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。
脱硝系统运行喷氨量优化调整
脱硝系统运行喷氨量优化调整摘要：本文介绍了上安电厂脱硝系统流程及运行调整情况，针对运行中出现的问题进行总结，并根据经验提出了优化调整方式策略，对电厂运行具有借鉴意义。
关键词：脱硝；节能；优化调整0 引言为了响应国家环保政策要求，上安电厂#1—#6机组相继利用检修机会进行了脱硝系统改造。
上安电厂SCR 脱硝工艺采用选择性催化还原方法，即在装有催化剂的反应器里，烟气与喷入的氨在催化剂的作用下发生还原反应，生成无害的氮气(N2)和水蒸汽(H2O)，实现脱除氮氧化合物的目的。
1 系统简介1.1 系统流程上安电厂锅炉烟气脱硝技改工程 SCR 脱硝装置，由东方锅炉股份有限公司承接。
本工程 SCR 脱硝装置采用选择性催化还原烟气脱硝技术（简称 SCR）。
本工程采用液氨来制备脱硝还原剂，氨站系统含液氨储存、制备、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发器、液氨泵、氨气缓冲器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。
液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，储氨罐内的液氨由液氨泵输送到液氨蒸发器内蒸发为氨气，经氨气缓冲器来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送达脱硝反应器。
氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。
图 1 上安电厂脱硝系统画面1.2 运行中存在问题系统投运后，由于环保要求的标准越加严格，加之氨逃逸率高、自动调节品质差、运行经验欠缺等诸多原因，导致系统氨耗率偏高，造成脱硝喷氨量增加，且逃逸的部分氨气与烟气中的硫化物反应生成硫酸氢氨，极易造成空预器的堵塞，增加了风机耗电率，给设备的安全运行带了来很大隐患。
为了解决上述问题，对脱硝喷氨量进行优化控制，在保证烟囱入口NOX排放浓度均小时不超标的前提下，加强运行调整，通过进行喷氨调平优化试验、制定相应奖惩措施、与检修配合进行控制逻辑优化等相关工作，实现单位发电量下氨耗率下降的目标，降低脱硝运行成本，提高运行经济性的同时，减缓空预器的堵塞速率。
SCR脱硝系统喷氨精细调节技术应用及控制策略研究
SCR脱硝系统喷氨精细调节技术应用及控制策略研究摘要：SCR脱硝系统是对烟气中NOx在一定温度范围内与氨脱除反应。
副产物为N2和H2O，SCR脱硝系统中的喷氨在进入SCR反应器之前将氨和烟气完全混合。
喷氨会不均匀地降低脱硝特性，如果注入过喷氨，逃逸量就会增加。
硫酸氢氨等物质的出现堵塞了预热器，导致冷段腐蚀。
喷氨不足降低了脱硝效率，随着燃煤电厂空气污染标准的更新，以及现代节能行动计划的实施，必须更严格地控制烟气中氮氧化物的排放。
催化还原恢复脱硝技术(SCR)通常用于燃煤电厂，因为它高效、可靠且功能强大。
脱硝效率和氨气逃逸的下降是CRR系统正常运行的重要指标。
关键词：脱硝系统;喷氨优化SCR脱硝系统的发展今天更加成熟，在许多情况下，系统的烟气的脱硝率甚至超过90%。
工业经济的迅速发展近年来在一定程度上增加了社会能源消耗。
据不完全统计，我国在国际煤炭类等材料的消费量较高。
煤炭是一种化石燃料，在燃烧时会引起复杂的化学反应，并能提供制造企业所需的能量。
氮氧、硫、颗粒以及粉尘的排放污染了大气。
为控制污染物，生产单位已开始实施和使用SCR脱硝系统，但它是一个多参数控制系统。
对于操作系统，不仅要考虑喷氨量对系统的影响，还要考虑操作系统的稳定性，操作过程中某个系统参数的异常变化可能会影响脱硝。
一、喷氨格栅对脱硝运行的影响喷氨格栅技术决定了SCR脱硝喷氨，直接影响脱硝系统反应。
一般来说，喷氨格栅在将氨后烟气输送络后，但在氨氮摩尔比分布不均后，被认为是不均喷氨。
仅当烟场和NOX浓度场相同时，喷氨量需要均匀分布。
实际情况下，由于催化剂速度、NO2密度不同、催化剂的实际性能不同以及所需氨实际数量不同，要去除脱除的NOx量和处理能力也不同，实际喷氨量与氨不符合，导致喷氨局部过量，氨逃逸高，不均NOx浓度场等。
过高喷氨导致脱硝效率更高、NOX浓度极低的出口，可能导致高氨大量逃逸，造成腐蚀和堵塞问题；喷氨不足导致氮脱硝效率低下、高NOx浓度、超标排放浓度。
火电机组SCR脱硝系统喷氨优化改造
对于水过剩的尿素溶液，过量水的存在可加快反应速度。在有过量水参与的情况下，尿素水解总的化学反应式为:
尿素溶液在130～160℃反应温度和0.4～0.6MPa反应压力条件下发生水解反应，产生NH3、H2O和CO2的混合气体。水解反应器内部结构如图1所示，水解反应器内尿素溶液容积率一般控制在70%以下，上部空间作为水解气的缓存空间，一般预留3～5min的需氨量，以提高其对锅炉负荷的响应性。
火电机组SCR脱硝系统喷氨优化改造
摘要：燃煤电厂脱硝用还原剂一般有液氨、氨水和尿素。液氨方案在投资与运行成本上具有明显优势，国内大部分燃煤电厂都选择液氨作为还原剂。电厂液氨储量一般超过10t，根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB/18218-2009）的相关规定，构成重大危险源。国家对安全运行的要求日益严格，随着《关于加强燃煤机组脱硫脱硝安全监督管理的通知》（国能安全[2013]296号）、《燃煤发电厂液氨罐区安全管理规定》等文件的出台，燃煤电厂将脱硝还原剂由液氨升级为尿素是势在必行的。
催化水解是在普通水解的基础上，在初次投运时添加一种磷酸铵盐类催化剂到水解反应器内，通过催化剂的催化作用，使尿素在温度135～160℃、压力0.4～0.9MPa下进行快速水解反应，响应时间可达到1min以内。
催化水解法其化学反应式为：
综合反应：CO（NH2)2+H2O→CO2↑+2NH3↑
尿素催化水解是在普通水解的基础上，在尿素水解过程中添加磷酸盐作为催化剂改变反应路径，加快反应速率，提高响应速率。
（5）主要设备材质。尿素水解系统主要设备材质要求高于尿素热解系统。尿素水解系统由于操作温度较高，尿素水解反应器易受到腐蚀，管道及设备需要采用316L材质；而尿素热解过程由于远离腐蚀性条件，其热解炉材质要求较低，采用304材质即可满足使用要求。
SCR脱硝自动控制智能喷氨优化
SCR脱硝自动控制智能喷氨优化随着社会的发展，科学技术的迅猛进步，自动化水平进一步提高，对火电机组的自动化水平也提出了更高的要求，自动控制技术在火电机组中的应用极大的减少了人力资源，降低了劳动者的劳动强度，提高了生产的经济性。
近几年，国家对燃煤电厂烟气排放标准日益趋严，超低排放后的深度减排，使燃煤机组的一些设备不堪重负，脱硝喷氨的自动控制技术有待提高。
本文主要介绍了脱硝自动喷氨的控制技术以及提高喷氨均匀性的改造措施，详细分析了生产过程中自动喷氨控制存在的问题，产生的原因，提出了有效的解决方案，并应用到实践中，取得了良好的效果。
关键字：自动控制喷氨均匀性氨逃逸空预器堵塞1 引言国家环保形式趋于严峻，随着国家大气污染法规标准越来越严格，冀气领办〔2018〕156号《河北省钢铁、焦化、燃煤电厂深度减排攻坚方案》要求：电厂燃煤锅炉（除层燃炉、抛煤机炉外）在基准氧含量6%的条件下，燃煤电厂氮氧化物排放浓度不高于30mg/m3。
目前我公司执行标准为国家发改委、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），明确要求现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组，实施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，氮氧化物、二氧化硫、烟尘排放浓度限值分别不高于50mg/m3、35 mg/m3、10 mg/m3）。
随着国家大气环境治理的力度逐步加大，燃煤电厂NOX浓度已降至小时均值不超过30mg/m?，加之国家产业政策的调整各电厂受燃煤成本压力，入厂煤采购形式多样，入炉煤均采用多种煤掺烧入炉，造成锅炉脱硝入口NOX大幅波动，SCR脱硝喷氨自动调节系统普遍存在震荡、延迟大、跟踪慢、过调或欠调等问题，同时由于我公司SCR脱硝喷氨格栅设计不合理，导致SCR脱硝入口NOX 与HN3混合不充分，SCR脱硝出口NOX采用直线型三点取样，使SCR脱硝出口NOX浓度值不具备代表性，导致SCR脱硝喷氨自动控制投入率低、氨逃逸增大、空预器堵塞严重等问题。
SCR脱硝系统喷氨优化调整试验 (二)
SCR脱硝系统喷氨优化调整试验 (二)
1. SCR脱硝系统简介
- SCR脱硝系统是一种利用氨水作为还原剂，将NOx转化为N2和H2O
的技术。
- SCR系统由氨水喷射系统、反应器、催化剂、脱硝后处理系统等组成。
2. SCR脱硝系统喷氨优化调整
- SCR系统的喷氨量对脱硝效率有着至关重要的作用。
- 喷氨量过少会导致NOx无法完全转化，喷氨量过多则会造成氨逃逸、催化剂中毒等问题。
- 因此，对SCR系统进行喷氨优化调整是必要的。
3. 喷氨优化调整的试验方法
- 首先，需要对SCR系统进行现场测试，获取实际运行参数。
- 然后，根据实际运行参数，制定出一组不同喷氨量的试验方案。
- 在试验过程中，需要对SCR系统进行多次喷氨量的调整，并记录下
每次调整后的脱硝效率和氨逃逸率等参数。
4. 喷氨优化调整的试验结果
- 通过多次试验，得出了一组最佳喷氨量参数，可以使SCR系统的脱
硝效率最大化，同时氨逃逸率最小化。
- 在实际运行中，按照这组最佳参数进行喷氨，可以大大提高SCR系
统的脱硝效率，减少氨逃逸和催化剂中毒等问题。
5. 喷氨优化调整的意义
- 喷氨优化调整是对SCR系统进行有效管理和控制的重要手段。
- 通过试验，可以得出最佳喷氨量参数，使SCR系统的脱硝效率最大
化，同时减少氨逃逸和催化剂中毒等问题，保证SCR系统的稳定运行。
- 进一步地，喷氨优化调整也有利于减少氮氧化物的排放，保护环境。
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。
火电厂SCR脱硝系统喷氨优化调整陈正员
火电厂SCR脱硝系统喷氨优化调整陈正员发布时间：2021-08-24T02:11:09.532Z 来源：《中国科技人才》2021年第13期作者：陈正员[导读] 减少氨逃逸，对旋流燃烧锅炉的SCR脱硝系统进行了喷氨优化调整。
主要分为三个步骤摸底诊断、优化改造和调试验证。
白城发电公司吉林省白城市 137000摘要：为了解决火电厂SCR脱硝系统脱硝反应器出口NOx的剧烈波动和NOx浓度分布不均的问题，减少氨逃逸，对旋流燃烧锅炉的SCR 脱硝系统进行了喷氨优化调整。
主要分为三个步骤摸底诊断、优化改造和调试验证。
关键词：烟气脱硝；SCR；喷氨优化火力发电厂产生NOx主要以烟气中的不稳定形式存在。
当NOx与碳氢化物共存于空气中时，经阳光紫外线照射，发生光化学反应，产生一种光化学烟雾，它是一种有毒性的二次污染物。
SCR烟气脱硝技术具有较强的实用优势，已广泛应用于我国电厂脱硝工程。
SCR脱硝系统的运行取决于脱硝效率，SCR脱硝系统出口中NOx的浓度是这一指标的决定因素。
一、SCR脱硝控制系统构成SCR反应器区、蒸汽和声波吹扫区、除尘区和还原剂、数据采集（DAS）、模拟量控制（csm）、顺序控制（SCS）、电源保护和报警是SCR烟气脱硝控制系统。
脱硝控制系统还包括工业电视监控、火灾报警和氨泄漏报警系统，以满足脱硝系统的运行监测要求。
由于环境形势严峻，火力发电厂主要大气污染物的排放限制大大收紧。
要求NOx的排放限值为50 mg /m3，受到锅炉燃烧、催化剂特性、反应温度等因素的影响。
反应区NOx浓度分布不均，出口取样点代表性低，使得氨逃逸的控制更加困难。
二、研究对象及调整过程1.研究对象。
白城发电公司一期工程为2台660MW机组。
锅炉型号HG-2070/25.4-HM9，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型紧身布置。
脱硝系统采用SCR工艺，以液氨（NH3）作为还原介质。
利用蒸汽加热热媒（工业水），热媒再将液氨蒸发为氨气，然后经氨气缓冲罐送至SCR区的氨/空气混合系统。
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。
火电厂脱硝SCR区喷氨存在的问题及几种优化解决方案
科学技术创新2020.29传统氨分配方式（喷氨格栅）是假定烟气流量及NOx 分布是固定不变的，而实际上锅炉负荷或燃烧方式调整时，烟气流量和NOx 的分布是随着变化的。
传统喷氨方式无法使NH 3浓度场与NOx 浓度场匹配，致使局部过量喷氨，氨逃逸增大，造成脱硝催化剂及下游空预器冷端积灰、堵塞的几率加大，影响机组正常运行，同时还可能出现局部喷氨不足，造成SCR 出口NOx 偏高、NOx 浓度均匀性差。
以下将以某电厂的喷氨优化改造为例，对火电厂脱硝SCR 区喷氨存在的问题进行分析并提出几种优化解决方案。
某电厂燃煤机组采用东方锅炉股份有限公司设计制造的亚临界参数、四角切圆燃方式、自然循环汽包炉，机组于2005年投产。
烟气脱硝采用选择性催化还原（SCR ）工艺，脱硝装置于2013年投运，后期经烟气脱硝超低改造，达到NO X 出口浓度≤50mg/m 3的要求。
装置采用氨气作为还原剂，催化剂层采用声波吹灰器吹灰。
1目前火电厂脱硝SCR 区喷氨的基本原理及存在的问题该电厂SCR 区喷氨工艺流程如图1SCR 区喷氨简图所示，水解区侧来的氨气首先进入氨气计量及调节模块，对氨气流量进行调节，然后与蒸汽加热后的稀释风混合均匀后，通过喷氨格栅喷入烟道内与锅炉烟气混合，最后在催化剂的作用下将NOX 还原分解成无害的氮气（N 2）和水（H 2O ）。
在机组运行时，通过网格法手动测量SCR 出口烟道多点NOX 含量，然后手动设定喷氨管道支管蝶阀开度。
该电厂SCR 区脱硝系统喷氨控制原理如图2所示，采用氨气流量串级调节控制。
反应器后烟气中NO X 的浓度水平要求不超过50mg/m 3，该数值预先作为主控制器的设定值。
反应器后烟气单点NO X 浓度作为实际测量值反馈给主控制器。
通过测量反应器前烟气NO X 浓度，计算喷氨需要的氨气流量，通过副控制器调节氨气气动调节阀开度。
整个控制系统需满足锅炉负荷工况在30%～100%之间变动的脱硝要求。
燃煤机组SCR脱硝喷氨优化控制的应用研究
运行与维护Operation And Maintenance电力系统装备Electric Power System Equipment104丨电力系统装备 2021.22021年第2期2021 No.2制等方式。
从目前使用情况来看，在采用单回路后馈控制时，即根据出口NO x 浓度调节喷氨量，由于表计的滞后性或者测量信息失效时，喷氨调节存在滞后性，会导致SCR 出口NO x 浓度超标或者氨逃逸增大；若控制方式选择单回路前馈控制，即根据锅炉负荷调节喷氨量，由于锅炉负荷不稳定，出口NO x 也存在波动的情况，喷氨调节存在不准确性，同样会导致SCR 出口NO x 浓度超标或者氨逃逸增大。
影响脱硝效率的主要因素是氨氮摩尔比，在实际运行中，烟气入口NO x 浓度随着实际工况不断改变，为保证脱硝效率满足设计需求，要根据入口NO x 浓度的变化而不断对喷氨量作出调整。
在额定工况下，脱硝率随氨氮摩尔比的增加而不断增加，在一定范围内变化曲线几乎是一条直线。
但是由于反应时间的限制及副反应的不可避免性，脱硝率显然低于氨氮比对应的值，因此为保证较高的脱硝率，必须喷入过量的氨。
2 脱硝控制存在的问题2.1 抗干扰能力差，NO x 大幅波动在锅炉稳定运行时，SCR 反应器入口NO x 浓度基本稳定，原有脱硝控制系统基本可以保持反应器出口NO x 浓度稳定。
但在机组变负荷、启停制粉系统、煤质变化等扰动工况下，锅炉风量和SCR 入口NO x 浓度会产生较快的变化，由于NO x 浓度传感器和SCR 反应器具有滞后性，造成氨气调节相较于实际NO x 浓度变化有延迟，出口NO x 浓度大幅波动，造成环保NO x 浓度瞬时超标。
2.2 控制策略简单，与对象特性不适应喷氨量的控制包括固定摩尔比和固定出口NO x 浓度两种控制方式，其各有优势，但都是建立在烟气流场、氨气混合都是均匀的基础上构建的控制逻辑。
在实际运行中，由于烟道结构设计问题、负荷波动变化、设备运行工况等因素，烟气流场分布不均，造成各区域氨气浓度与烟气浓度无法准确匹配，从而造成局部喷氨过量，氨逃逸过大。
喷氨调平技术在燃煤锅炉SCR法烟气脱硝中的应用
喷氨调平技术在燃煤锅炉SCR法烟气脱硝中的应用目录一、内容简述 (2)1.1 研究背景 (2)1.2 国内外研究现状 (3)1.3 研究目的与意义 (4)二、喷氨调平技术概述 (5)2.1 技术原理 (6)2.1.1 喷氨调平机制 (7)2.1.2 主要影响因素 (8)2.2 技术特点 (9)2.2.1 优势分析 (11)2.2.2 存在的问题 (12)三、燃煤锅炉SCR法烟气脱硝原理 (13)3.2 影响SCR效率的因素 (14)四、喷氨调平技术在SCR法中的应用 (15)4.1 应用现状 (15)4.2 应用案例分析 (17)4.2.1 案例一 (18)4.2.2 案例二 (19)五、喷氨调平技术优化措施 (20)5.1 提高喷氨均匀性的方法 (20)5.2 控制氨逃逸的技术手段 (21)六、经济性分析 (22)6.1 成本效益评估 (24)6.2 经济效益与环境效益平衡 (25)七、结论与展望 (25)7.1 主要结论 (26)一、内容简述喷氨调平技术，从而有效减少烟气中的排放量。
本文档将详细介绍喷氨调平技术的工作原理、设计要点、操作条件以及在实际工程应用中的效果评估方法。
同时，还将探讨如何优化系统的设计与运行，以提高脱硝效率、降低运行成本，并确保系统的长期稳定性和可靠性。
此外，文档也会涉及一些案例分析，展示不同条件下喷氨调平技术的应用情况及其对环境保护的贡献。
1.1 研究背景随着全球能源需求的不断增长，燃煤发电厂作为我国主要的电力供应来源，其烟气排放对环境的影响日益严重。
氮氧化物作为一种主要的空气污染物，其排放会对大气环境造成严重污染，如酸雨、光化学烟雾等，对人体健康也构成威胁。
为了改善大气环境质量，我国政府高度重视燃煤锅炉烟气脱硝技术的研发与应用。
选择性催化还原法是目前应用最为广泛的烟气脱硝技术，通过在烟气中喷入氨水作为还原剂，在催化剂的作用下将氮氧化物还原为氮气和水。
然而，在实际应用中，氨水的喷入量和喷入方式对脱硝效果有着重要影响。
火电厂脱硝系统喷氨优化技术研究
火电厂脱硝系统喷氨优化技术研究摘要:目前，火电厂锅炉在进行正常生产工作的时，由于相应的化学反应会导致排放的烟气中含有的NOx过多，从而对于环境造成了严重的影响，对此，火电厂内均设置有相应的烟气脱硝系统，从而进行有效的烟气净化。
在这一过程中，氨作为其中重要的还原剂，在化学反应中起着至关重要的作用，所以对于喷氨优化方面的研究就显得至关重要。
本文将主要围绕火电厂锅炉的烟气脱硝系统喷氨优化为中心进行论述，并结合实际情况给出一些合理化的优化建议。
关键词:火电厂锅炉;烟气脱硝系统;喷氨优化1烟气脱硝系统概念火电厂锅炉的烟气脱硝系统主要针对锅炉运行过程中产生的污染性烟气进行相应的优化，从而降低其中的氮氧化物含量，是锅炉运行过程中产生烟气到排放至大气中的中间环节，对于环境保护起着至关重要的作用。
目前被广泛应用的是SCＲ烟气脱硝工艺，主要由还原剂制备系统以及脱硝反应系统两大结构组成，还原剂的制备即液态氨的制备过程，脱硝反应系统则是指具体的催化优化过程。
SCＲ烟气脱硝系统在运行的过程中主要包括以下环节，首先需要进行液态氨的准备和储存，之后将液态氨水进行高温蒸发，并和提前输入到脱硝系统中的空气进行有效的混合处理，并将混合充分之后的气体向脱硝系统进行科学的喷洒，从而使混合气体和需要进行优化处理的烟气进行有效的混合，有利于两者在催化剂的表面进行有效的分布和充分的反应，从而完成烟气的脱硝处理。
2烟气脱硝系统喷氨优化的问题2.1锅炉烟气脱硝系统喷氨冷态调整不科学由于相应的催化剂管理不当，从而导致其使用寿命大幅度缩短，从而在无形之中提升了烟气脱硝系统的运行成本，不利于火电厂的经济效益提升。
同时在相应设备的组成结构内，经常会出现灰尘堆积以及过度磨损问题，从而对于脱硝的有效性产生了一定的影响。
这些问题的出现，严重的影响了火电厂锅炉烟气脱硝系统的运行效率，对于烟气脱硝质量的有效控制起到了不利的作用，必须进行相应的喷氨冷态优化与改善，从而促进火电厂锅炉烟气脱硝系统的正常运行。
关于630mw机组SCR脱硝喷氨优化调整的研究
关于630MW机组SCR脱硝喷氨优化调整的研究【摘要】：今年来，随着SCR脱硝装置成为大型火电机组的必备设备，在使用过程一些问题逐渐显现出来，其中之一就是喷氨不均带来的氨逃逸率局部过高，引起空预器阻塞的问题，这个问题甚至在很多机组造成过机组被迫停运的严重后果。
本文将就该问题的产生和如何解决展开研究，以获得一个良好的解决方案保证设备的稳定运行。
【关键词】：SCR脱硝喷氨氨逃逸空预器堵塞1 前言随着近年来环保部门不断制定更高的排放标准，脱硝系统已经几乎成为所有火电机组的标配，另外由于催化剂工艺技术的不断提高，SCR逐步成为主流脱硝技术。
在实际的使用过程中，很多问题也渐渐暴露出来，如氨气不纯带来的管道腐蚀、吹灰效果差带来的催化剂堵塞和损坏等等，都对设备甚至整个机组的稳定运行带来风险，而本文所讨论的喷氨不均的问题是其中风险最大的，其带来的不良后果，逐渐引起人们的重视。
烟气脱硝SCR装置在设计阶段通常会进行CFD流畅模拟和物理模型试验对烟道的流场进行优化以保证SCR入口截面的烟气流速和NOx分布较为均匀。
但往往由于现场空间限制或安装等因素影响，加上调试阶段对喷氨格栅的优化调整重视不够，实际运行过程中出现SCR出口截面NOx分布偏差大，部分区域氨逃逸超过设计保证值(3µL/L)的现象。
这会影响系统整体的脱硝效果，并会增加空预器的硫酸氢铵腐蚀和堵塞风险，给系统的经济稳定运行带来很大的危害。
因此,十分有必要对SCR装置进行喷氨优化调整，即通过调整SCR入口每根喷氨支管上的手动调阀改变不同位置的喷氨量，从而改善出口NOx 和NH3分布的均匀性，在保证装置脱硝效果的同时, 减少装置的运行成本, 提高装置的可用率。
图一 SCR反应器侧视图某项目公司三期2×630MW机组超临界机组于05、06年相继投产，2012年通过大修技改完成增设脱硝系统改造，该脱硝系统采用SCR技术，反应器按“2+1”模式布置蜂窝式催化剂每层催化剂上方设6只声波吹灰器以保持催化剂表面清洁。
大型燃煤机组SCR脱硝系统优化
大型燃煤机组SCR脱硝系统优化江西某电厂660MW燃煤机组SCR系统氨逃逸严重，催化剂层老化迅速，空预器运行短时间内会堵塞。
为了改善SCR系统氨逃逸问题和机组运行可靠性，通过数值模拟的方法，结合物理模型速度场冷态实验及现场NOx浓度测试结果，建立脱硝系统三维模型，模拟了不同圆盘导流板安装角度及不同喷氨方案下SCR系统流场分布。
对模拟结果进行对比和分析，提出适当调大圆盘导流板倾角和合理差异化调整各喷口喷氨参数的优化方案，使第一层催化剂层入口处NH3浓度、NOx浓度和NH3/NOx分布都能很好地满足设计和运行要求，为大型燃煤机组SCR脱硝系统的优化调整和运行提供参考。
NOx严重危害人体健康，还是光化学烟雾和酸雨的主要诱因，而大气氮氧化物污染物的主要来源是电站锅炉燃煤排放。
随着新标准(GB13223-2011)的实施，国家对火电厂NOx排放要求日趋严格。
目前，控制NOx排放的主要措施有2种：燃烧控制和烟气脱硝。
非选择性催化还原法SNCR和选择性催化还原法SCR是当下主要的烟气脱硝方法。
因SCR脱硝技术脱硝效率比较高且运行较可靠，在国内外大型燃煤机组烟气脱硝中应用最为广泛。
然而，目前大型燃煤机组普遍存在因喷氨控制不准确，SCR反应器内流场分布不均，催化剂层入口处NH3、NOx混合状况不佳等原因造成的喷氨过量和大量氨逃逸的问题。
氨泄漏一方面会直接给电厂带来经济损失，另一方面还会使催化剂老化，催化剂积灰减小催化面积，并导致空气预热器结渣，给电厂带来间接经济损失，并带来安全问题。
以江西某电厂660MW燃煤机组SCR脱硝系统为例，针对SCR脱硝系统氨逃逸严重和脱硝效率较低的问题，搭建SCR系统物理模型并在其上进行速度场冷态实验，并对该机组进行SCR出口和脱硫塔出口NOx浓度分布测试实验，依据以上实验的结果，运用FLUENT流体计算软件模拟SCR反应器内的流场分布，分析不同圆盘导流板倾角和不同喷氨方案下SCR反应器内NH3和NOx的分布规律，给出SCR脱硝系统的优化建议和方案。
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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关于630MW机组SCR脱硝喷氨优化调整的研究
【摘要】：今年来，随着SCR脱硝装置成为大型火电机组的必备设备，在使用过程一些问题逐渐显现出来，其中之一就是喷氨不均带来的氨逃逸率局部过高，引起空预器阻塞的问题，这个问题甚至在很多机组造成过机组被迫停运的严重后果。
本文将就该问题的产生和如何解决展开研究，以获得一个良好的解决方案保证设备的稳定运行。
【关键词】：SCR脱硝喷氨氨逃逸空预器堵塞
1 前言
随着近年来环保部门不断制定更高的排放标准，脱硝系统已经几乎成为所有火电机组的标配，另外由于催化剂工艺技术的不断提高，SCR逐步成为主流脱硝技术。
在实际的使用过程中，很多问题也渐渐暴露出来，如氨气不纯带来的管道腐蚀、吹灰效果差带来的催化剂堵塞和损坏等等，都对设备甚至整个机组的稳定运行带来风险，而本文所讨论的喷氨不均的问题是其中风险最大的，其带来的不良后果，逐渐引起人们的重视。
烟气脱硝SCR装置在设计阶段通常会进行CFD流畅模拟和物理模型试验对烟道内的流场进行优化以保证SCR入口截面的烟气流速和NOx分布较为均匀。
但往往由于现场空间限制或安装等因素影响，加上调试阶段对喷氨格栅的优化调整重视不够，实际运行过程中出现SCR出口截面NOx分布偏差大，部分区域氨逃逸超过设计保证值(3µL/L)的现象。
这会影响系统整体的脱硝效果，并会增加空预器的硫酸氢铵腐蚀和堵塞风险，给系统的经济稳定运行带来很大的危害。
因此,十分有必要对SCR装置进行喷氨优化调整，即通过调整SCR入口每根喷氨支管上的手动调阀改变不同位置的喷氨量，从而改善出口NOx 和NH3分布的均匀性，在保证装置脱硝效果的同时, 减少装置的运行成本, 提高装置的可用率。
图一SCR反应器侧视图
某项目公司三期2×630MW机组超临界机组于05、06年相继投产，2012年通过大修技改完成增设脱硝系统改造，该脱硝系统采用SCR技术，反应器内按“2+1”模式布置蜂窝式催化剂每层催化剂上方设6只声波吹灰器以保持催化剂表面清洁。
SCR装置内沿烟气流向在烟道不同位置设导流板、静态混合器和整流器等装置使进入催化剂上方的烟气流场均匀具体布置见图1。
来自公用系统的氨与稀释风混合后经喷氨格栅(AIG)进入SCR烟道氨喷射采用格栅式小喷嘴，在入口水平直段烟道截面上从顶部将9根支管伸入烟道，每根支管设手动蝶阀实现烟道截面上的氨喷射流量分区控制。
2 烟气脱硝的氨逃逸问题
选择性催化还原法脱硝(SCR)的原理是在催化剂作用下，还原剂NH3在290-400℃下有选择的将NO和NO2还原成N2，而几乎不发生NH3与O2的氧化反应，从而提高了N2的选择性，减少了NH3的消耗。
其中主要反应如下：
4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O
8NH3+6NO2=7N2+12H2O
4NH3+3O2=2N2+6H2O
4NH3+5O2=4NO+6H2O
2NH3可逆生成N2+3H2。
由于各种原因，必然有部分氨气未能参与反应，随烟气排放，形成氨逃逸。
脱硝过程中同时也会发生一些不利的副反应，催化剂中的活性组五氧化二钒在催化降解NOx的过程中，也会对SO2的氧化起一定催化作用。
SO2的活性组分V2O5含量、烟气温度的增加而上升，要求控制在1%以下，其反应如下：
V2O5+SO2→V2O4+SO3;
2SO2+O2+V2O4→2VOSO4;
2VOSO4→V2O5+SO2+SO3。
另外，锅炉燃烧也会产生一部分SO3，逃逸氨和这些燃烧产生的以及在SCR脱硝装置区域转化生成的SO3发生反应，生成硫酸铵和硫酸氢铵，反应如下：
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4;
2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4。
硫酸铵和硫酸氢铵的形成互相起一定的促进作用，硫酸铵为干燥固体粉末，对空预器几乎无影响，而硫酸氢铵是一种粘性很强的物质，当其到达空预器冷端时，由于温度低于硫酸氢铵熔点，它会凝结在换热元件上，同时烟气中的粉尘也会附着在上面，蒸汽吹灰都很难将其清除。
如果产生的硫酸氢铵量达到一定程度，就很容易导致空预器的堵塞，危及到机组的安全运行。
3 喷氨优化方案和措施
某厂一台630MW机组运行中发现空预器差压偏大，在调停期间，对堵塞物进行取样分析，发现含有大量硫酸氢铵。
对该时间段的负荷变化情况和氨逃逸率调取历史记录，未发现负荷波动大和氨逃逸率升高的状况。
而在进一步的调查中发现，喷氨量有明显增加的迹象。
综合分析之后，决定对该机组SCR反应器做烟气流场检测和反应器进、出口NOx浓度检测，以此为喷氨均布优化提供依据。
序号流场截面平均值(m/s)相对标准偏差(%)
1A侧SCR上层催化剂入口1.8227.07
2B侧SCR上层催化剂入口1.6841.98
3A侧SCR下层催化剂入口1.4010.04
4B侧SCR下层催化剂入口1.7213.52
5SCR出口烟道6.4930.26
表一SCR冷态流场分布均匀性
对SCR反应器喷氨格栅上游烟道(简称：SCR入口截面)按单侧划分成10×4网格进行NOx浓度和烟气速度场逐点测试，使用一根约4米的探针，通过预留的测量孔依照插入深度可取得纵向的4个点的数据。
测试结果为：(1)A侧SCR入口截面处平均NOx浓度为101.6ppm;(2)B侧SCR入口截面处平均NOx浓度为
100.7ppm。
图表一A侧SCR入口NOx浓度分布
通过图表一和二可以看出，脱硝反应装置入口NOx浓度较为平均，这样有利于对出口NOx浓度变化的分析。
图表二B侧SCR入口NOx浓度分布
根据现场测量数据的统计结果，如图表三、四，可以看出脱硝入口的烟道靠近中间侧的烟气流速较两侧位置明显偏高(A1点为固侧，B10点为扩侧)，这和现场的烟道布置相一致。
图表三A侧入口速度场分布
图表四B侧入口速度场
对SCR反应器出口烟道截面两侧分别按7×4网格划分成氨浓度分布场进行逐点检测。
初测摸底的结果如图表五、六，数据显示SCR出口NOx浓度偏差很大，经过计算A、B侧的浓度标准偏差已分别达到了46.09%、45.13%。
图表五A侧出口NOx浓度分布
图表六B侧出口NOx浓度分布
另外，通过与SCR入口喷氨量的检测结果(如图表七、八)比对，出口NOx浓度反应和喷氨量有多点存在明显不一致，B侧较A侧更为突出。
这反映出在这些点出现了喷氨不足或者过量的情况。
图表七A侧喷氨量分布
图表八B侧喷氨量分布
通过对SCR入口截面的NOx分布场和烟气速度场、SCR出口截面的NOx分布场测试的结果，计算单位时间NOx脱除量及NH3消耗量。
同时，记录氨气质量流量计的累计值，测试结束后计算单位时间氨消耗量。
NH3物质平衡计算及氨耗量统计结果对照如下：
序号参数单位A侧B侧
1进入SCR的NOx摩尔量mol/h4481.64139.1
2离开SCR的NOx摩尔量mol/h1627.4713.3
3每小时脱除NOx摩尔量mol/h2854.23425.9
4氨逃逸摩尔量(按3ppm计)mol/h144.7135.3
5每小时氨反应量kg/h48.52 58.24
6每小时氨逃逸量kg/h2.46 2.30
7每小时总耗氨量kg/h50.98 60.54
8DCS累计时间平均值kg/h58.52 69.79
9测量值与计算值的偏差kg/h7.54 9.25
10测量值与计算值的偏差和kg/h16.79
表2 喷氨测试参数对照
对A、B侧SCR反应器的2×21=42支喷氨流量孔板的差压、静压及风温和稀释风机出口风速进行了测量，由42支喷氨流量累计求得氨空气混合气体流量为4624.6Nm3/h，且稀释风机出口流量为4795.6 Nm3/h，两者偏差3.7%。
基于以上数据对喷氨格栅各支管调节阀门开度进行调整，经过两次调整后，喷氨均布情况和氨消耗量有了明显改善。
图表七A侧出口NOx浓度分布情况
图表八B侧出口NOx浓度分布情况
根据最终的检测结果，脱硝反应器A、B侧NOx浓度的标准偏差已经分别下降至18.47%和21.16%，达到了比较好的效果。
由于部分阀门达到调整极限，未能实现最理想效果。
下一步计划在大修当中对喷氨格栅进行全部疏通，将催化剂内的堵灰全部清除之后，再进行一次调整优化。
4 结语
目前应对氨逃逸问题和空预器堵塞的方法越来越多，但从安全和经济的角度来讲，通过喷氨优化的方式来解决仍然是有效和直接的。
从本次调整试验可以看出，虽然其本身有一定局限性，但如果在维护好设备的前提下，不失为最安全、最低成本的解决方案，另外一个方面，从环保设备的角度出发，我们要尽全力保证它的稳定健康的运行，防止出现二次污染的发生。