某电厂脱硝超低排放后制粉系统的运行优化

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℃。

国产 200MW 机组脱硝超低排放改造及系统优化发布时间：2022-01-07T06:03:48.948Z 来源：《中国电业》2021年第22期作者：侯海军[导读] 本文详述了某厂国产200MW锅炉脱硝超低排放改造前情况侯海军大唐国际发电股份有限公司陡河发电厂、河北省唐山市邮编： 063028中文摘要：本文详述了某厂国产200MW锅炉脱硝超低排放改造前情况，改造方案及改后使用情况，并通过改造后的冷热态试验，分析了改造效果及不足，并加以改进。

关键词：锅炉；脱硝；直喷；0 引言某厂200MW机组采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，以尿素热解产生氨气制备还原剂。

每台炉设2个SCR反应器，1台热解炉，每台热解炉设3套分配计量装置，3只喷枪。

SCR反应器布置在空预器与省煤器之间的高含尘区域。

在设计煤种、锅炉BMCR工况、处理100%烟气量条件下，脱硝催化剂按照2+1层进行设计（即安装2层，预留1层安装位置），在安装2层催化剂的情况下脱硝效率不小于80％，安装3层催化剂时脱硝效率不小于90％。

SCR设计时，按入口NOx含量为400mg/Nm3，出口NOx含量小于80mg/Nm3；脱硝改造后存在50%负荷以下及高加停运时，烟气温度偏低（低于300℃），脱硝系统投不上的问题。

1 改造实施的必要性中国大气污染的程度已相当于世界发达国家五、六十年代污染最严重的时期，世界各国都已注意到大气污染对人类生存的危害，均投入巨额资金对其进行整治。

中国也制定了《中国跨世纪绿色工程计划》对大气污染进行综合治理。

某厂属于京津冀重点大气污染治理地区。

为落实《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014—2020年）的通知》（国办发〔2014〕31号）要求，加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，国家发改委下发《煤电节能减排升级与改造行动计划》（2014—2020年）。

根据文件精神，至2020年，东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组改造后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、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米。

优化脱硫脱硝设施运行实现降本增效摘要：武汉某热电联产装置在保证环保指标达标排放的基础上，以降低石灰石、尿素消耗为目标，加强质量管控、设施运行优化和调整，提高脱硫脱硝系统运行的安全性和经济性。

关键词：脱硫脱硝；质量管控；优化运行；效益1.前言武汉某热电联产装置现有3台360t/h循环流化床锅炉，配套建设了三套脱硫脱硝设施。

其中，脱硫采用的工艺技术路线为炉内石灰石干法、炉外石灰石-石膏湿法脱硫，脱硝采用的是SNCR、SCR工艺。

2019年，三台锅炉先后完成超低排放改造，石灰石和尿素消耗有所降低，为了进一步巩固和降低其消耗量，动力部从原料及检修质量管控、优化运行及调整等方面，提高脱硫脱硝系统运行的经济性。

1.运行情况三套脱硫脱硝设施设计干烟气处理量为320000立方每小时，设计年运行时间为8000小时。

3、降本增效具体措施3.1 强化入厂石灰石的质量管理。

2020年，动力部严格执行“石灰石罐车即到即卸，卸车期间随机取样，然后依据化验分析数据进行考核”制度的前两项，并及时将石灰石的质量情况反馈给上级管理部门。

2020年9月，入厂石灰石粗粉及细粉的碳酸钙含量全部不合格，且粗粉粒径（≤0.125mm）50%不合格。

动力部及时向上反映，并建议增加分析频次和考核力度。

在此次反映后，入厂石灰石的质量有了很大改进，据10至12月LIMS系统数据显示碳酸钙含量及粒径指标合格率明显提升，分别为50%、100%。

3.2 优化脱硫脱硝系统的操作。

三台CFB超低排放改造项目于2019年底全部完成投用，经过一段时间的调整和摸索，重点研究锅炉二氧化硫与氮氧化物生成的制约关系[1]、尾部氮氧化物控制与SCR尿素投入量的限值控制措施、吸收塔入口二氧化物限值控制与湿法脱硫控制关系。

对脱硫脱硝系统操作优化如下：①烟气脱硫原则上以炉外石灰石-石膏湿法脱硫为主，炉内石灰石干法脱硫为辅，严格控制净烟气二氧化硫指标达标排放。

当吸收塔入口二氧化硫小于1300mg/m3时，湿法脱硫基本满足烟气达标排放。

燃煤电厂烟气超低排放改造及运行优化摘要：燃煤电厂过去粗放式的管理和发展方式逐渐被摒弃，取而代之的是更加集约化，标准化的生产方式，因而燃煤电厂的脱硫系统改造成为企业越发关注的问题。

全国各地都在不断发展火力发电厂的超低，零排放转化。

由于超低转化的发展，火力发电厂的排放限值越来越低。

不同地区的煤种特征不同。

发电厂中使用的实际煤炭与优质煤炭之间存在很大差异。

它在节约能源消耗和环境绩效方面是否适应相关的超低现代化技术。

关键词：燃煤电厂；烟气超低排放；改造，运行优化前言：环境污染一直以来都是我国所面临的巨大环境问题之一，对生态对生活都生产不可逆的负面影响，是急需解决和控制的主要污染之一。

煤是我国的主体能源，使用量极大，也是造成空气污染的主要对象，对煤燃烧排放进行严格管控，能够有效的减轻空气污染程度，有效的促进绿色环保进程的推进。

1、我国燃煤电厂烟气超低排放技术现状现在世界发展的主题：节能与环保，是当人们意识到环境问题的重要性后，社会发展的必然选择和最终趋势。

在大力发展电能的同时兼顾污染物控制技术和超低排放技术，既是对周围住户的负责也是对社会对自然的负责。

随着我国生产结构的进一步转变，能源结构的进一步调整，节能减排政策的提出也是顺应了历史潮流和发展趋势，在政策的指导下，我国的燃煤电厂也纷纷开展烟气超低排放技术的研究和开发。

在燃煤电厂烟气超低排放技术的发展过程中，超低排放技术在火电厂中全面实施。

传统的技术劣势势必会导致污染物的排放受到影响。

一方面，燃煤电厂的生产效率低下，这就使得在满足同样用户需求的条件下需要更多的燃煤资源投入，从而引起了更多杂质的侵入，这就造成了污染物排放控制更加困难，也对污染物排放控制技术要求更高。

我国在进入了产业结构转变和能源结构调整的新政策后，需要所有的相关技术人员更加深入的研究燃煤电厂烟气超低排放技术，控制污染物的排放，实现废物循环利用，并提高能源利用率，提高工作效率，保护环境，承担起更多的社会责任。

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。

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。

浅谈生物质电厂超低排放脱硝技术路线2020年8月28日目录1. 概述 (1)1.1. 技术背景 (1)1.2. 生物质电厂烟气污染物特点 (1)2. 脱硝工艺介绍 (2)2.1. 选择性催化还原技术（SCR） (2)2.2. 选择性非催化还原技术（SNCR） (2)2.3. SNCR+SCR耦合脱硝技术 (3)2.4. 臭氧脱硝 (3)2.5. 高分子脱硝（PNCR） (4)2.6. 液态生物钙脱硝（B-SNCR） (5)2.7. 氧化吸收法 (6)3. 生物质电厂脱硝工艺推荐 (7)4. 结论 (11)1.概述1.1.技术背景随着世界化石能源的日益枯竭，可再生能源在世界能源结构中所占的比例也越来越大，而生物质能是唯一可以直接作为燃料的可再生能源，亦是唯一可贮存、可稳定利用的可再生能源。

根据国家发改委数据统计，我国生物质年资源总量为8.5亿t，可收集的资源量达7亿t。

目前国内大规模、清洁高效的生物质资源主要利用方式为锅炉直接燃烧技术，该技术也是生物质多种利用方式中最成熟、最符合我国基本国情的利用途径。

在能源日益短缺的情况下，随着国内环境保护的日益严峻，NOx作为雾霾、酸雨及光化学烟雾等环境污染的主要污染源，国家对其排放的标准也日趋严格，加之生物质锅炉大气污染物排放标准的日益完善，其脱硝技术也备受关注，且面临巨大挑战。

1.2.生物质电厂烟气污染物特点生物质锅炉燃烧污染物有其特性：氮氧化物浓度高且波动大，SO2排放量低；碱金属含量高，灰熔点较低；烟气Cl含量高，易引起高温腐蚀；飞灰较轻，尾部受热面易积灰。

生物质燃烧生成的氮氧化物几乎全部是NO和NO2，两者统称NOx，其中NO 占90%，其余为NO2。

生物质锅炉燃烧过程氮氧化物来源主要有三种途径：燃料型NOx、热力型NOx和瞬时型NOx。

燃料型NOx是生物质燃烧过程中含氮化合物热分解后氧化生成的。

其生成过程和机理较为复杂，首先是生物质中含氮有机化合物热裂解产生-N、-CN、HCN 等中间产物基团，该基团被氧化生成NOx，同时伴随NO的还原。

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。

图1
实际情况，如建筑具体标准，如面积高度层数、单体建筑中居民密度、小区楼群分布以及密度等，进而在建筑合理地开展消防设施配备工作与防火监督工作，
与配置消防设施[J].价值工
置消防设施探究[J].砖瓦世
图3
喷氨量的控制是SCR运行最重要任务，氨量低不能
排放要求，喷氨量过大又导致催化剂本体及空
预器堵塞以及氨气的损失，因此，要找出影响氨用量的
因素，以便合理控制喷氨量。

影响喷氨量的因素和控制方法
（1）烟气流场不均匀，SCR入口NO
x
致喷氨量局部过量，氨逃逸增加，因此反应器设计要进
行充分的数模和物模试验，首次投运要进行性能试验和
调平试验，每台SCR装置每年至少进行一次性能评估，
并建立跟踪数据库，因SCR改造投运时，NO 图2
240中国设备工程 2023.12
浓度会增加
x
左右，供氨量相对较高，对氨逃逸影响也较为明显，。

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。

某电厂 350MW机组锅炉制粉系统调试及低 NOx燃烧的建议摘要：合适的煤粉细度是锅炉稳定燃烧的前提，也是优化锅炉排放指标的重要因素，因此对于制粉系统调整试验获得合适的煤粉细度是锅炉低燃烧的必要条件。

关键词：制粉系统燃烧调整低NOx某电厂机组为350MW超临界机组，锅炉采用上锅生产的超临界变压直流炉，一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式，燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构，露天岛式布置煤粉炉。

共配5台北京电力设备总厂生产的采用液压加载的ZGM95中速冷一次风机正压直吹式辊盘式磨煤机。

1、制粉系统调整1.1变分离器转速维持磨煤机出力、一次风量及液压加载力不变，改变磨煤机出口分离器转速，测试磨煤机出口煤粉细度，了解分离器转速对煤粉细度的影响。

随着分离器转速的提高，煤粉细度变细，同时磨煤机阻力增大，磨煤单耗增加，见图1和图2。

以4A磨为例，维持给煤量36t/h，磨煤机入口一次风量64t/h，液压加载力从9.5MPa不变，改变分离器转速从85rpm逐步提高至108rpm，测试煤粉细度R9040%逐步变小至21%。

同时，磨煤机阻力（磨煤机进出口差压）从3.4kPa升至4.1kPa,升高了0.7kPa，磨煤单耗从5.26kW.h/t增至7.31kW.h/t，增加了约2kW.h/t，表明在磨煤机出力相同的情况下，为使出口煤粉磨得更细，需要消耗更多的电能。

图1 分离器转速对煤粉细度的影响图2 分离器转速与磨煤机阻力、磨煤单耗关系磨煤机分离器转速升高，煤粉变细，磨煤机出力会受到影响，严重时磨煤机会出现堵磨情况。

仍以A磨为例，给煤量为36t/h，当分离器转速升至108rpm时，为21%,勉强达到设计煤粉细度要求，但此时磨煤机运行状态较差，煤粉细度R90磨入口冷风调节挡板全关，热风调节挡板100%全开，磨煤机出口温度较前下降约2℃，在68℃，入口一次风量也较前减小4t/h，表明A磨已有堵磨迹象。

根据神华煤特点及锅炉飞灰含碳量较低实际情况，煤粉细度可较设计值放大，一方面可保证磨煤机出力，另一方面有利节能。

火电厂烟气脱硝超低排放改造后的运方调整徐矿集团新疆阿克苏热电有限公司新疆阿克苏 843000摘要：文章介绍了火电机组烟气脱硝改造的必要性及目的，分析了烟气脱硝改造系统工艺流程及取得的经济效益，就锅炉运行过程中遇到脱硝SCR区域烟温不能满足＞310℃的最低催化剂反应温度需求和如何解决烟气中NOX间断超标排放等问题进行剖析，总结一套行之有效的解决方法，使烟气中NOX能够持续稳定、达标、超低排放。

关键词：烟气脱硝；催化还原技术；氮氧化物；超低排放引言我国火电燃煤机组基本都配套建设烟气脱硝装置，有效遏制排放烟气中的氮氧化物（NOX）。

但由于建设管理、设计施工、运行维检等原因，影响脱硝装置的稳定运行，造成NOx偶尔超标排放，因此，烟气脱硝装置的运行调整、日常维护、设备维检就显得格外重要。

徐矿集团新疆阿克苏热电公司2×200MW机组脱硝改造工程运行初期，在机组变工况运行时，经常出现NOX间断超标排放现象，通过不断摸索调整，总结出一套行之有效的方法，将NOX 稳定控制在＜50mg/Nm³的范围内，现将运行调整经过予以总结，以供借鉴参考。

1·烟气脱硝工程概况及存在问题1.1 烟气脱硝概况徐矿集团新疆阿克苏热电公司2×200MW机组脱硝改造工程提供锅炉低氮燃烧器改造、烟气选择性催化还原（SCR）脱硝装置及以液氨作为还原剂，SCR脱硝装置采用蜂窝式催化剂，采用锅炉低氮燃烧器改造和选择性催化还原烟气脱硝系统，用液氨作SCR脱硝还原剂，单锅炉设双SCR反应器，反应器布置在省煤器与空气预热器之间的高含尘区域。

对烟道、氨喷射系统、导流、混合及整流装置等作为一个整体进行优化布置，保证脱硝系统各截面的烟气流场分布均匀性。

增设锅炉省煤器旁路挡板调温系统和锅炉低氮燃烧器及二次风调节系统改造，不设脱硝旁路烟道，外设一个液氨供应站。

1.2 烟气脱硝投运后存在问题烟气脱硝改造工程投入运行后，存在以下问题：a.机组持续50%出力，脱硝SCR区域烟温不能满足＞310℃的催化剂反应温度，使烟尘中NOX间断超标排放，氨逃逸偶有发生。