燃气电厂余热锅炉SCR烟气脱硝系统的喷氨优化调整
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。
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。
300_MW燃煤机组SCR脱硝喷氨格栅改造及优化调整
山 西 电 力
2023 年第 6 期
195～220 mg/m3之间，平均质量浓度205.09 mg/m3， 相对标准偏差4.38 ；B侧SCR进口NOx质量浓度在 185～215 mg/m3之间，平均质量浓度201.83 mg/m3，相 对标准偏差4.55 ，如图4（b）所示。改造后SCR 进口NOx质量浓度及其均匀性与改造前相比均没有 明显变化，表明喷氨格栅改造并未对烟气流场产生 不利影响。
3.2 改造前出口NO 质量浓度和氨逃逸 x
改造前A侧SCR出口NOx质量浓度控制在39 ～52 mg/m3之间，平均质量浓度45.74 mg/m3，相对 标准偏差11.72 ；B侧SCR出口NOx质量浓度控制在 37～53 mg/m3之间，平均质量浓度44.99 mg/m3，相 对标准偏差11.06 。改造前SCR出口NOx质量浓度 如图5所示。由图5（a）可知，在将SCR出口NOx平 均质量浓度保持在45 mg/m3左右的前提下，NOx质 量浓度的相对标准偏差远高于5 ，且部分区域实 测质量浓度超过了超低排放要求的50 mg/m3，说明 出口NOx分布非常不均匀。由于SCR进口的NOx分布 是较为均为的，由此可以判断该机组的问题主要在 于氨气与烟气混合效果差，导致局部脱硝反应进行 的不充分，应对喷氨格栅进行优化改造。
2023 年 12 月
赵玉东：300 MW燃煤机组SCR脱硝喷氨格栅改造及优化调整
˄≘䘳䙨˅˄/g/ ˅
排放质量浓度相对标准偏差达到5 的优化调整目
标。改造后SCR出口NOx质量浓度如图6所示。
由图6（b）可知，A侧SCR出口氨逃逸体积分
ü$˗חü%חDŽ
数在1.85～2.15 μL/L之间，平均为2.01 μL/L，相
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。
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。
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喷氨优化调整试验中问题及分析
High & New Technology︱26︱2016年11期SCR 喷氨优化调整试验中问题及分析程家庆 赵文亮 王冬梅 张晓玲华电电力科学研究院，陕西 西安 710000摘要：燃煤机组的SCR 脱硝系统在运行一段周期后需要进行喷氨优化调整试验，通过试验可以调整SCR 的A/B 侧喷氨量，使其出口氮氧化物含量均匀，避免局部区域氮氧化物含量过高或者过低，减小氨逃逸量，减缓后续空预器等设备的腐蚀堵塞。
关键词：优化；调整；均匀中图分类号：TM62 文献标识码：B 文章编号：1006-8465（2016）11-0026-01前言 目前，国内大容量燃煤机组多数采用SCR 脱硝装置，催化剂常规采用“2+1”层布置。
SCR 脱硝系统投运初期，通过SCR 脱硝系统性能试验及喷氨优化调整试验，会得到较好的脱硝效果。
但经过较长时间运行之后，出现A、B 侧出口氮氧化物浓度偏差大，脱硝效率下降，出口NO X 浓度增大，SCR 出口氨逃逸量增大等情况，会加重下游空预器的腐蚀堵塞问题，影响机组正常安全运行。
某电厂600MW 机组采用SCR 脱硝装置，使用尿素热解法工艺，催化剂采用“2+1”层催化剂布置，投产运行16000小时后，SCR 出口氮氧化物浓度明显偏高，且A、B 侧出口氮氧化物浓度存在较大偏差，导致需增加喷氨量降低出口氮氧化物浓度，喷氨量的增加加大了尿素热解系统的压力，导致尿素热解系统在机组高负荷时，由于热解炉容量不够而发生的堵塞。
同时SCR 出口氮氧化物浓度增大，出口氨逃逸量增大会对下游设备造成腐蚀堵塞。
因此，需要进行喷氨脱硝优化调整试验。
1 空预器堵塞原理分析 烟气中的SO 2经过SCR 反应器时，与催化剂发生下列反应：V 2O 5 + SO 2 =V 2O 4 + SO 3；反应生成的SO 3进一步同烟气中逃逸的氨反应，生成硫酸氢氨或硫酸氨，其反应如下：NH 3+ SO 3+ H 2O= NH 4HSO 4；2NH 3+ SO 3+H 2O = (NH 4)2SO 4 ；硫酸氢氨附着于催化剂的表面会阻塞催化剂并影响其活性，且硫酸氢氨的粘性使之易于牢固黏附在空预器蓄热元件的表面，使蓄热元件积灰，空预器流通截面减小、阻力增加以及换热元件的换热效率下降。
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。
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。
燃气电厂余热锅炉SCR烟气脱硝系统的喷氨优化调整
燃气电厂余热锅炉SCR烟气脱硝系统的喷氨优化调整发表时间：2019-07-08T09:58:57.853Z 来源：《电力设备》2019年第5期作者：赵丹[导读] 摘要：SCR脱硝反应器出口NOX质量浓度分布不均匀会造成氨逃逸率高、还原剂消耗量增加等问题。
（上海电气电站环保工程有限公司上海 201612）摘要：SCR脱硝反应器出口NOX质量浓度分布不均匀会造成氨逃逸率高、还原剂消耗量增加等问题。
某电厂燃气-蒸汽联合循环机组300 MW余热锅炉SCR烟气脱硝系统经优化调整，SCR反应器出口NOX质量浓度分布不均匀度由44.2%降低至14.5％，SCR系统脱硝效率由72.99％提高到75.12％，平均氨逃逸浓度由7.98 ppm降低至3.73 ppm。
关键词：SCR烟气脱硝系统；余热锅炉；NOX浓度；氨逃逸；喷氨优化 Optimal Adjustment of Ammonia Injection for Flue Gas SCR-De-NOx Facility of Heat Recovery Steam Generator ZHAO Dan（Shanghai Electric Power Generation Environment Protection Engineering Co.，Ltd.，Shanghai 201612，China） Abstract：The uneven distribution of NOx concentration at the SCR denitration system outlets will cause problems such as high ammonia slip rate and increased consumption of reducing agent.The SCR flue gas De-NOx facility of a 300 MW heat recovery steam generator was optimized.The distribution of NOx concentration at the SCR denitration system outlets was reduced from 44.2% to 14.5%，the denitration efficiency was increased from 72.99% to 75.12%，and the mass concentrations of ammonia slip were declined from 7.98 ppm to 3.73 ppm. Key words：flue gas De-NOx facility；heat recovery steam generator；NOx；ammonia escape；optimal design of ammonia injection 前言随着经济的发展，每年大气污染物的排放量急剧增加，2014年9月，国家发改委、环保部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，首次提出了煤电行业的超低排放标准为：6%基准氧条件下，烟气中主要污染物含量：烟尘 < 5mg/Nm3，O2 < 35mg/Nm3，NOx < 50mg/Nm3。
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scr脱硝系统喷氨自动优化
自动化应用 2019．28电子乐园316 火电厂SCR 脱硝系统喷氨自动优化焉建东 孙福杰 葛胜玉 徐明军 房高超 华能威海发电有限责任公司， 山东威海 264205摘要：针对680MW 燃煤机组脱硝系统运行中的一些问题，进行控制系统优化后的系统不仅满足环保排放要求，同时其可靠性及经济性得到提高。
本文基于某直流燃煤锅炉的实例详细介绍了火电厂SCR 脱硝系统喷氨自动控制优化调整过程。
通过优化调整，有效降低了喷氨量，提高自动控制水平，调节效果明显。
关键词：脱硝； 控制系统 ； 优化前言某厂#5锅炉为超超临界一次中间再热、变压运行单炉膛燃煤直流炉，采用MPS 中速磨煤机，直吹式制粉系统、CUF 墙式切圆喷燃、平衡通风、露天布置、固态连续排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
采用以五氧化二钒和二氧化钛为催化剂的SCR烟气脱硝。
SCR脱硝系统投运之后，在实际生产过程中发现较多问题。
本文分为五部分，第一部分介绍了SCR脱硝控制系统现状及主要问题，第二部分针对存在的问题进行了分析，第三部分详细介绍了自动优化过程，第四部分对优化后的成果进行了估算。
一、SCR 脱硝控制系统现状及主要问题从现已投运的SCR 脱硝系统的实际运行情况看，控制效果不理想，甚至喷氨自动控制不能正常投入，严重影响脱硝系统的正常运行。
主要表现为以下方面:1) 无法将机组排放净烟气NOx 控制在理想范围内,不能长时间稳定达到环保要求;2) 在机组升降负荷或制粉系统启动、停止时，机组排放净烟气NOx 大幅度波动。
由于控制不稳定，部分电厂采用增加喷氨量的方式来保证机组排放净烟气NOx 的稳定。
此种方法带来的弊端也很明显：喷氨量增大，增加了生产成本且造成NH3的二次污染。
据调查【1】,我国燃煤电站锅炉的NOx 排放量普遍超标,按照目前的排放控制水平，2020 年中国NOX 排放量将达到2900万吨左右，电力行业排放量约占1/2。
过量排放到大气中的氮氧化物对酸雨和光化学烟雾的形成,以及地球臭氧层的破坏有直接的影响。
锅炉烟气脱硝装置喷氨优化调整
锅炉烟气脱硝装置喷氨优化调整为了解锅炉脱硝装置运行状态，防止局部过喷或欠喷，对喷氨系统进行优化调整，并控制断面上各点的氨逃逸率偏差、断面氨逃逸率在合理范围内，达到降低喷氨量、提高脱硝系统经济性目的.。
通过调整，使A、B侧出口NOx分布相对均匀，NH3浓度下降，对A、B侧实际脱硝效率及SCR出入口NOx表盘测点也分别进行了修正，并给出了修正系数.。
关键词：氨逃逸；SCR；NOx；喷氨优化一、设备概况某电厂2×600MW锅炉为超临界参数、垂直炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的“W”型锅炉，燃煤为普兴矿区的无烟煤，制粉系统采用双进双出钢球磨冷一次风正压直吹系统，每台炉按6台磨煤机配置，每台磨煤机两端各引出2个煤粉管道，对应炉膛前后墙错列布置的24只浓缩型EI-XCL低NOx双调风旋流燃烧器，尾部设置分烟道，采用烟气调节挡板调节再热器出口汽温.。
锅炉脱硝装置采用选择性催化还原（SCR）工艺烟气脱硝系统，脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空气预热器之间的高含尘区域，不设置SCR烟气旁路及省煤器旁路，能适应锅炉50～100%ECR运行.。
以液氨作为脱硝还原剂，采用蜂窝式催化剂，按“3+1”模式布置，备用层在最下层，脱硝系统按入口NOx浓度1200mg/m3、处理100%烟气量、脱硝效率不低于85%进行设计.。
脱硝催化剂装置采用截距为8.2mm的蜂窝催化剂，单个反应器内每层布置96个模块，单台机组共用催化剂835.142m3.。
二、试验方法1.喷氨优化调整：在锅炉500MW负荷下，根据SCR反应器出口截面的NOx浓度分布，对反应器入口竖直烟道上的AIG喷氨格栅的手动阀门开度进行多次调节，最大限度提高反应器出口的NOx分布均匀性，然后在300WM时，对SCR入口NOx和出口NOx分布进行校核测试.。
2.试验测点：SCR装置喷氨优化试验需要测试的项目包括：反应器进出口的NO/O2浓度、出口NH3逃逸.。
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。
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。
- 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)。
燃气电厂余热锅炉SCR烟气脱硝系统的喷氨优化调整
发表时间：2019-07-08T09:58:57.853Z 来源：《电力设备》2019年第5期作者：赵丹[导读] 摘要：SCR脱硝反应器出口NOX质量浓度分布不均匀会造成氨逃逸率高、还原剂消耗量增加等问题。
（上海电气电站环保工程有限公司上海 201612）摘要：SCR脱硝反应器出口NOX质量浓度分布不均匀会造成氨逃逸率高、还原剂消耗量增加等问题。
某电厂燃气-蒸汽联合循环机组300 MW余热锅炉SCR烟气脱硝系统经优化调整，SCR反应器出口NOX质量浓度分布不均匀度由44.2%降低至14.5％，SCR系统脱硝效率由72.99％提高到75.12％，平均氨逃逸浓度由7.98 ppm降低至3.73 ppm。
关键词：SCR烟气脱硝系统；余热锅炉；NOX浓度；氨逃逸；喷氨优化 Optimal Adjustment of Ammonia Injection for Flue Gas SCR-De-NOx Facility of Heat Recovery Steam Generator ZHAO Dan
（Shanghai Electric Power Generation Environment Protection Engineering Co.，Ltd.，Shanghai 201612，China） Abstract：The uneven distribution of NOx concentration at the SCR denitration system outlets will cause problems such as high ammonia slip rate and increased consumption of reducing agent.The SCR flue gas De-NOx facility of a 300 MW heat recovery steam generator was optimized.The distribution of NOx concentration at the SCR denitration system outlets was reduced from 44.2% to 14.5%，the denitration efficiency was increased from 72.99% to 75.12%，and the mass concentrations of ammonia slip were declined from 7.98 ppm to 3.73 ppm. Key words：flue gas De-NOx facility；heat recovery steam generator；NOx；ammonia escape；optimal design of ammonia injection 前言
随着经济的发展，每年大气污染物的排放量急剧增加，2014年9月，国家发改委、环保部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，首次提出了煤电行业的超低排放标准为：6%基准氧条件下，烟气中主要污染物含量：烟尘 < 5mg/Nm3，O2 < 35mg/Nm3，NOx < 50mg/Nm3。
近年来，随着环保科技行业的发展，超低排放已经不仅仅是火电行业的标杆，也是包括化工、新能源，钢铁等各个行业的方向和标杆。
3月5日李克强总理在2019年政府工作报告中，明确指出今年大气污染治理目标：SO2，NOx排放总量下降3%，化学需氧量，氨氮排放量下降2%，要进一步加强固体废弃物和城市垃圾的分类处置。
3月19日，国家生态环境部门发布关
于垃圾电厂超标排放的征求意见表示：对于环保排放不达标的电厂，将被核减电价补贴资金，并限制享受退税政策。
1 SCR烟气脱硝优化改造试验
1.1试验目的
喷氨优化调整是通过手动调节SCR烟气脱硝装置入口每根喷氨支管的喷氨量，使SCR烟气脱硝系统出口NOX和NH3分布更均匀，提高SCR烟气脱硝系统的可用率[1]。
根据华北地区某燃气-蒸汽联合循环机组300 MW余热锅炉的实际情况，制定如下试验方案。
1.2试验内容
1.2.1满负荷工况测试
测量机组满负荷运行时反应器出口的NOX浓度分布和氨逃逸浓度分布，初步评估脱硝装置氨喷射流量分配状况。
1.2.2喷氨格栅优化调整
在机组满负荷下，根据SCR反应器出口截面的NOX浓度分布，对反应器入口竖直烟道上喷氨格栅的手动阀门开度进行调节，最大限度提高出口的NOX浓度分布均匀性。
1.2.3性能评估测试
在完成喷氨优化调整之后，在机组满负荷下测量SCR反应器出口NOX浓度分布和氨逃逸浓度，并在50%负荷下进行校核测试。
1.3试验方法
1.3.1测点布置
本试验地点为北京某电厂燃气-蒸汽联合循环机组2号余热锅炉尾部烟道SCR烟气脱硝装置。
试验采用网格法分区测量，SCR烟气脱硝装置出口烟道由北到南平均分为7个区域，每一区域6个测点，共计42个点。
喷氨管道由北向南均匀分布，共分为七个区域，每个区域有三个喷氨阀门，分别调节区域内的喷氨流量。
1.3.2理论计算
烟气中NOX浓度（标干态，氧量15%）计算公式[2]为：
（1）
其中，为标准状态，15 %氧含量，干烟气下NOX质量浓度；为实测干烟气中NOX的体积含量；为实测干烟气中的氧含量；2.05为NO2由体积含量ppm到质量浓度mg/Nm3的转化系数。
试验中NOX浓度不均匀度用CV表示，计算公式为如下：（2）
（3）
（4）
其中，为标准偏差，为平均值，n为测点数，本试验为42。
脱硝效率 计算公式为：
（5）
其中Cin、Cout分别为SCR入口和出口NOX浓度。
烟气氨逃逸浓度测量方法见标准文件DL/T260-2012《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验试验规范》[3]。
1.3.3试验仪器
本试验用到的主要仪器如表1所示：表1 试验仪器
2 数据分析
2.1满负荷工况
喷氨优化调整前在机组290MW负荷稳定运行情况下测得SCR烟气脱硝装置出口不同测点NOX值如表2所示：表2 喷氨优化调整前SCR出口不同测点NOX浓度分布
图1 优化调整前SCR出口NOx浓度分布图图2 优化调整前SCR出口NOX浓度分布云图喷氨优化调整前SCR烟气脱硝装置脱硝出口NOX浓度平均值为11.72 mg/Nm3，分布不均匀度为44.2%，浓度最大值与最小值差为22.21 mg/Nm3，存在着严重的NOX浓度分布不均匀情况。
因此有必要根据分布情况对各个喷氨支管手动阀门的开度进行调节，以降低SCR反应器出口NOX浓度分布不均匀度。
各个喷氨支管手动阀门的开度调节情况如表3所示：
表3 喷氨优化调整前SCR反应器喷氨支管阀门开度情况
喷氨优化调整后不同测点NOX分布情况如表4所示：表4 喷氨优化调整后SCR出口不同测点NOx浓度分布
图3 优化调整前SCR出口NOx浓度分布图
图4 优化调整前SCR出口NOx浓度分布云图
通过对喷氨阀门的开度调节，SCR烟气脱硝装置出口NOX浓度平均值变为11.87 mg/Nm3，分布不均匀度缩小为14.51%，浓度最大值与最小值差减小为6.71 mg/Nm3，脱硝出口NOX浓度分布不均匀情况得到了有效改善。
由CEMS系统数据得喷氨调平前，脱硝效率为：
喷氨调平后，脱硝效率为：
可见，喷氨优化调整后，SCR系统脱硝效率提高2.13％。
2.2氨逃逸浓度测量
氨逃逸浓度测量方法见DL/T260-2012《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验试验规范》[3]，即靛酚蓝分光光度法。
基本原理为：氨被稀硫酸吸收液吸收后，生成硫酸铵。
在亚硝基铁氰化钠存在下，铵离子、水杨酸和次氯酸钠反应生成蓝绿色化合物，根据着色深浅，比色定量。
具体操作方法是将采集到的硫酸铵样品处理后测得其吸光度，并与标准曲线比较从而得到样品铵根离子的浓度，并反推出氨逃逸浓度。
硫酸铵溶液显色照片如图5所示。
图5 硫酸铵溶液显色照片
喷氨优化调整前后分别测得氨逃逸浓度如图6所示。
图6 优化调整前后氨逃逸浓度分布图（a）优化调整前（b）优化调整后
优化调整前氨逃逸浓度较大，平均值达到7.98 ppm。
优化调整后氨逃逸浓度大幅度减小，平均氨逃逸浓度为3.73 ppm。
各喷氨支管喷入的还原剂质量浓度与反应器内NOX质量浓度一致性良好，在满足设计脱硝效率的条件下，各区域氨均消耗完全，氨逃逸率低，证实了提高脱硝出口NOX浓度均匀性有利于降低了氨水消耗量和氨逃逸量，在电厂长期运营情况下，能够提高催化剂性能和使用寿命，降低系统运行和检修成本[4]。
2.350％工况校核试验
喷氨优化调整后在机组145MW负荷稳定运行工况下进行了校核试验，SCR烟气脱硝装置出口不同测点NOX值如表5所示：
表5 优化调整后145MW负荷工况下不同测点NOx分布情况
优化调整后145MW负荷工况下脱硝出口NOX浓度平均值为11.44 mg/Nm3，分布不均匀度为16.9%，浓度最大值与最小值差减小为8.07 mg/Nm3，脱硝出口NOX浓度分布不均匀度与满负荷工况下处于同一水平。