SCR烟气脱硝系统优化及氨逃逸控制策略分析

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。

烟气脱硝运行氨逃逸监测与控制技术NOx超低排放除考虑整体技术路线外，SCR提效还需虑虑化化剂更改、AIG混氨系统、低负荷投运及喷氨控考催制系统等多项改造。

一、NOx超低排放技术路线备注：优先采用1NB+SCR/C-SNCR,1NB与SCR技术上无法满足要求时，再考虑F-SNCR脱硝反应NH3/N0摩尔比备注：单位NOx减排,SNCR的的氨耗约为SCR的3-5倍,建设投资与运行费用需综合比较，选择技术可靠，经济最正确路线超低排放运行氨逃逸难题NOX超低排放运行特点：脱硝效率高达92%,每兆瓦催化剂体积由0.7m3提至1InI3,氨逃逸控加大NHNO摩尔比分布CV需由5%降至3-4%NOx排放允许波动范围减小到±10-15mg∕m3S02/S03转化率由0.7-1.0%增加到1.5%,加剧空预器ABS 堵塞NOXX达标容易，氨逃逸和ABS控制难！烟气脱硝催化反应问题脱硝反应核心是催化剂的催化能力，通常用活性K和反应器潜能P表征，实际脱硝性能影响因素：催化剂因物理堵塞或化学中毒活性降低，大马拉大车催化反应烟气条件或运行操作不合理，好马配好鞍氨逃逸问题解决方法10年研究建设了现场测试和实验室催化剂中试系统：做好氨逃逸监控和喷氨运行控制做好催化剂寿命评估和脱硝提效管理二、脱硝运行控氨一一氨监控与优化1、氨监控与喷氨优化减小氨逃逸1）脱硝效率法氨逃逸监控：针对入口NOx浓度和脱硝效率，用脱能P立以硝反应器潜能实时预测氨逃逸，建效率与氨逃逸运行指导卡片，最***全脱硝效率为上限，替代NH3-CEMS仪表监控氨逃逸，最***全脱硝效率为上限，替代NH3-CEMS仪表监控氨逃逸，tt提高氨逃逸的监测可靠性，防止喷氨过量造成整体氨逃逸过大。

2）喷氨模糊控制：模糊算法实时预测入口NOx与烟气量，提高喷氨的AGC跟随性和稳定性减小NO排放波动到10-15/高喷氨的AGC跟随性和稳定性，减小NOx排放波动到10-15mg∕m3 3）喷氨AIG优化：氨喷射混合系统改造；当烟囱与反应器出口NO偏差大于20-30/∏NoX偏差大于20-30mg∕m3,调整AIG 各支管氨分配，改善NH3/N0分布，控制SCR反应器出口NOx-CV 降低到15-20%,消除局部氨逃逸峰值!2、脱硝反应器提效一一从根本上提高脱硝反应能力减小入口NOx浓度催化剂增加、更换、再生1）低氮燃烧优化：通过准确检测一次风量或者改善配风比例，降低炉内NOX浓度20-30%,提高脱硝效率约5%,兼顾炉效找出平衡NoX浓度减少氨耗；改善SCR入口NOx分布，为NH3∕N0x 均匀分布创造条件2）催化剂层增加、再生、更换提效：现场宏观反应器潜能+实验室各层催化剂活性相结合，开展宏观性能评估和寿命预测，制订脱硝提效策略。

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。

SCR脱硝技术氨逃逸率高的原因及治理1概述潮州发电厂2号锅炉型号HG-1900/25.4-YM4，是哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三井巴布科克能源公司（MB）的锅炉技术，进行设计、制造的。

锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生（Benson）直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置。

锅炉为露天布置。

锅炉设计煤种为神府东胜烟煤，校核煤种为山西晋北烟煤。

锅炉燃烧器采用30只低氮氧化物轴向旋流燃烧器（LNASB）前后墙布置、对冲燃烧，配有6台HP963中速磨直吹式制粉系统，B-MCR工况下5台运行，一台备用。

锅炉以最大连续负荷（即BMCR工况）为设计参数，在机组电负荷为661.9MW时锅炉的最大连续蒸发量为1900t/h。

#2锅炉脱硝SCR采用垂直烟道三层设计，脱硝SCR前的取样测点安装在省煤器后喷氨格栅前的垂直烟道，烟道截面积14500*3000mm，水平安装单点氮氧化物、O2测量取样探头；脱硝SCR后的取样测点安装在SCR反应区后空预器前水平烟道，烟道截面积为12550*3500mm，垂直安装单点氮氧化物、O2测量取样探头，单路烟气取样探头直接插入烟道内长度1500mm。

2氨逃逸率高的危害在SCR烟气脱硝工艺中，氨逃逸率的控制至关重要。

因为如果控制不好，不仅使脱硝成本增加，而且机组安全运行也受到威胁。

其危害性主要表现在以下几方面：（1）锅炉尾部烟道及空气预热器换热面腐蚀积灰堵塞。

（2）由于两台空预器堵塞后阻力不同，造成低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压大幅波动，危机机组安全运行;同时由于空预器的堵塞不均匀，引起一、二次风压和炉膛负压周期性波动严重时可能由于空预器堵塞机组被迫停运检修。

（3）催化剂中毒。

在SCR脱硝工艺中，尽管二氧化硫氧化成三氧化硫的转化率较低，二氧化硫在SCR催化剂表面还是有可能氧化成三氧化硫，在较低温度下三氧化硫与氨气结合成的硫酸氢铵或硫酸铵附着在催化剂表面，催化剂反应性能下降。

SCR脱硝技术氨散逸率高的原因及治理1. 氨散逸率高的原因氨散逸率指的是在SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原）脱硝技术中，氨气未被完全转化为氮气的比例。

如果氨散逸率过高，会导致环境污染和脱硝效率下降。

以下是导致氨散逸率高的主要原因：1.1 催化剂性能问题SCR催化剂的性能对脱硝效率和氨散逸率有重要影响。

如果催化剂的活性低或已经老化，会导致氨在催化剂上的转化效率下降，进而增加氨散逸率。

1.2 进料氨气浓度过高如果进入SCR反应器的氨气浓度过高，超过催化剂的处理能力，就会导致部分氨气无法被催化剂转化，从而增加氨散逸率。

1.3 反应温度过高SCR反应温度过高也会导致氨散逸率的增加。

在高温下，催化剂上的还原反应速率增加，但同时氨气的分解速率也会增加，导致氨气不能完全转化为氮气，从而增加了氨散逸的风险。

2. 氨散逸率高的治理为了降低SCR脱硝技术中的氨散逸率，以下是一些治理措施的建议：2.1 优化催化剂选择和性能选择适合的催化剂，并定期检测催化剂的性能和活性，确保其正常运行和高效转化氨气。

在催化剂老化或性能下降时进行更换。

2.2 控制进料氨气浓度控制进料氨气的浓度，确保不超过催化剂的处理能力。

可以通过合理的氨气混合比例或氨气稀释来实现。

2.3 控制反应温度严格控制SCR反应器的温度，避免过高的反应温度。

通过优化反应器的运行参数，确保在催化剂的适宜工作温度范围内进行脱硝反应。

2.4 提高氨气的均匀分布保证进入SCR反应器的氨气均匀分布，避免在反应过程中出现局部过量或不足的情况。

2.5 加装催化剂层和蓝剂层可以考虑在SCR反应器中加装催化剂层和蓝剂层，以提高氨气转化效率和降低氨散逸率。

结论针对SCR脱硝技术中氨散逸率高的问题，需要综合考虑催化剂性能、氨气浓度、反应温度等因素，并采取相应的治理措施。

通过优化催化剂的选择和性能、控制进料氨气浓度和反应温度、提高氨气的均匀分布等手段，可以有效地降低氨散逸率，提高SCR脱硝技术的脱硝效率和环保性能。

SNCR –用于垃圾焚烧厂的最佳脱硝技术简介近20年来，SNCR系统被广泛的应用于垃圾焚烧厂的烟气脱销处理。

自2000年以来，多数垃圾焚烧厂选择了应用SNCR 系统。

目前，在讨论如何进一步降低垃圾焚烧发电厂的污染排放的同时，也提出了更具挑战性的更低的NOx排放限值。

工艺过程的技术原理在选择性非催化还原（SNCR）的氮氧化物去除的过程中，还原剂是以水溶液状态（氨水，尿素）或气态的形式（氨气）喷射到热的烟气中。

以下为化学反应式：尿素 NH2CONH2+2NO+1/2O2=2N2+CO2+2H2O或氨水 4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O通过上述反应，最终形成氮气，水和二氧化碳。

依据烟气组分不同，可以有效的进行脱硝反应的温度区间为900-1100 °C。

超过这个温度，氨气会被氧化成氮氧化物(图1)。

当温度降低时，反应速度减慢，会导致逃逸的氨气在烟道内形成氨盐，从而导致其它的问题。

因此，需要将氨的逃逸量控制在最低。

在使用催化剂的脱硝过程中，化学反应是相似的，而且也是具有有限的反应温度窗口，只是化学反应是发生在炉膛外部。

应用脱硝过程的目标是最大程度的降低NOx的浓度，同时实现最小的NH3逃逸。

基本上，尿素和氨水都可以用于垃圾焚烧厂的脱硝过程。

为了实现最佳的脱硝效率和最小的NH3逃逸，还原剂需要与烟气充分的混合。

除了需要实现还原剂与烟气的充分混合外，需要使还原剂在最佳的温度区间内在烟气中均匀分布。

使用尿素的SNCR脱硝过程包括下面四个工艺步骤：1.将含有尿素的液滴分布在烟气2.含有溶解的尿素的水滴蒸发3.尿素分解为自由基参与脱硝过程的化学反应4.NH2和NOx之间的气相反应图1. 与温度相关的脱硝效率由于氨在无需预先分解的情况下即可参与反应，因此当氨水喷射到烟气中后，会立即与氮氧化物发生反应。

除了氨水在烟气中的分布以及其与烟气的混合状况外，氨水的液滴大小也对脱硝效率有着重要的影响。

如果液滴过小，会迅速蒸发，因此可能会使反应在过高的温度区间内形成，或反应会在温度较低的炉膛壁附近区域内发生。

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。

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。

脱硝氨逃逸监测系统的维护及优化我厂目前采用选择性催化复原法（SCR）脱硝工艺，氨逃逸监测系统采用LDS6在线原位气体分析仪，对烟气开展连续和实时的测量。

被测气体的浓度从测量通道（PT）中的吸收光谱计算出。

对于测量条件的任何更改，例如：由于废气中出现更高含尘量或者光学组件受到污染，测量都会自动开展补偿以确保在一个大范围的操作情况下，测量结果的准确性。

继燃煤电厂脱硫之后，烟气脱硝也纷纷上马。

在SCR烟气脱硝过程中，NH3逃逸的测量关系着运行成本、设备安全和二次污染。

过量的氨注入到整个管道或是管道的部分区域都会导致NH3的逃逸。

逃逸的NH3将与反应器后部烟道内工艺流程中产生的硫酸盐发生反应，形成盐类沉淀在锅炉尾部更远的区域。

这些沉淀物能够腐蚀和污染空气预热器，从而带来昂贵的维护费用等问题。

所以氨逃逸监测装置的正常维护和合理优化对烟气脱硝系统的正常运行起着至关重要的作用。

一.我厂目前脱硝方式概述1.1工艺过程概述我厂目前采用选择性催化复原法（SCR）脱硝工艺。

单炉体双SCR构造体布置，采用高灰型SCR布置方式，即SCR 反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，在炉后消防通道的上方，不设旁路，催化剂层数按2+1层设置设计，脱硝装置脱硝率大于83%。

脱硝催化剂型式采用蜂窝式催化剂，反应器安装声波吹灰器，复原剂我厂二期采用尿素热解法生成的NH3。

1.2 SCR工艺系统采用尿素作为复原剂，2台锅炉的脱硝装置公用一个复原剂制备、储存及供给区域，并按照80%脱硝效率开展公用区的设计，每台炉配一套热解系统、计量分配系统，并有10%裕量。

脱硝系统包括尿素热解法制氨系统和反应区系统。

反应区系统包括氨喷射系统（AIG）和SCR反应器，还有烟气排放物在线连续测量CEMS系统。

选择性催化复原法（SCR）在燃煤发电厂都得到了越来越多的广泛使用，掌握好注入到NOX上的氨总量和对于注入分布的控制是到达最小的氨逃逸率和最大的NOX脱除效率的关键所在。

SCR 烟气脱硝氨逃逸危害分析与控制摘要：本文通过对SCR烟气脱硝原理的介绍，氨逃逸影响因素及危害的分析，总结得出平时运行调整中注意事项及方法，降低氨逃逸率，保证机组安全、经济稳定运行。

关键词：SCR；脱硝；氨逃逸；运行调整1.引言为减少烟气中NOx气体含量，防止环境污染，选择性催化还原(SCR)烟气脱硝技术作为燃煤机组脱硝技术之一，具有结构简单、脱硝效率高、运行可靠、便于维护等优点，被国内燃煤机组普遍采用。

SCR脱硝工艺所用的还原剂主要采用的是液氨或尿素分解出的氨气，所以在还原过程中不可避免的就会出现过多的还原剂剩余而带来的氨逃逸率，不仅给设备和机组带来了伤害，同时也会造成经济性上的影响。

因此，分析造成氨逃逸的影响因素及控制方法具有重要意义。

1.SCR烟气脱硝原理崇信发电公司脱硝改造工程采用选择性催化还原（SCR）烟气脱硝系统，用液氨作为还原剂。

脱硝反应器布置在省煤器与空预器之间的高含尘区域，采用蜂窝式催化剂，分三层布置。

SCR法烟气脱硝工艺是在催化剂存在的作用下，还原剂液氨有选择性的与烟气中的NOx反应，生成对环境无害的N2和H2O[1]，以达到超低排放，实现保护环境的目的。

在以液氨作为还原剂的条件下，发生的主要化学反应如下；4NH3 +4NO +O2→4N2+6H2O4NH3 +2NO2+O2→ 3N2+6H2O8NH3 +6NO2→7N2+12H2O2NH3 +NO +NO2→ 2N2+3H2O1.氨逃逸影响因素分析1.升降负荷过快AGC响应下，负荷有时频繁波动，且升降负荷速率快，导致燃烧工况变化大，脱硝反应器入口NOx含量变化大，为满足脱硫出口NOx含量满足环保参数要求，有时在自动调节或手动干预调节的情况下，存在喷氨流量过多的情况，此时部分氨没有参与反应，导致氨逃逸增大。

1.1.各分配支管喷氨流量不均、烟气中NOx分布不均由于锅炉运行中在不同时间、不同负荷段由于制粉系统组合方式、二次风挡板调整、一次风压、磨煤机出口温度，锅炉漏风率等参数的不同，导致烟气参数状态不同，因此烟气流速、烟气中 NOx 含量在烟道中分布也不相同。

SCR脱硝系统氨逃逸率高问题分析及对策研究作者：申林贝来源：《经济技术协作信息》 2018年第29期很多火力发电厂采用SCR脱硝工艺，氨逃逸率是影响SCR系统运行的一项重要参数，本文中对SCR脱硝系统氨逃逸率高问题进行了研究和探讨，并提出了相应的对策。

一、引言目前很多火力发电厂采用SCR脱硝工艺，SCR脱硝工艺中氨逃逸率是运行的一项重要参数。

脱硝系统运行中为满足环保要求，脱硝系统反应过程中需要注入一定过量的氨。

通常SCR系统设计的氨逃逸率不大于3ppm，但是由于种种因素造成实际运行中氨逃逸率偏大。

氨逃逸率高不仅降低了脱硝还原剂的使用率，对机组的安全稳定运行也造成了很大的影响。

解决SCR脱硝系统氨逃逸率高问题对机组的安全、环保、经济运行具有重要的意义。

二、氨逃逸率高带来的危害SCR脱硝反应过程中，催化剂在催化降解NOx的同时也会对烟气中的S02的氧化起到一定的催化作用，反应生成的S03与烟中逃逸的氨反应生成硫酸氢氨和硫酸氨。

液态的硫酸氢铵是种粘性很强的物质。

l造成空气预热器堵塞。

硫酸氢铵粘附在空气预热器的换热元件表面上加剧换热元件的腐蚀和堵灰，造成空预器堵塞和腐蚀。

由于两台空预器堵塞后阻力不同，造成低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压大幅波动，危机机组安全运行。

2催化剂活性降低。

因氨逃逸率高生成过多的硫酸氢铵或硫酸铵会附着在脱硝催化剂表面会造成催化剂部分堵塞，增大催化剂压降或是造成催化剂失效，催化剂反应性能下降，影响脱硝系统正常运行。

3影响脱硫系统石膏脱水。

大量未反应的脱硝还原剂随烟气进入到脱硫系统中，经过浆液循环泵喷淋层后带入到吸收塔浆液中，铵盐逐渐在吸收塔浆液中累积，铵盐累计到一定程度造成吸收塔浆液粘性增加。

吸收塔浆液在经过石膏旋流器旋流的过程中，因浆液粘性大，石膏旋流困难，吸收塔密度居高不下。

同时经真空皮带机脱出的石膏中含有大量析出的铵盐，严重影响石膏销售和二次利用。

4增加还原剂的消耗。

控制烟气氨逃逸的措施及效果浅析摘要目前国内垃圾电厂普遍采用SNCR烟气脱硝装置来减少NOX气体排放，在实际的运行过程中，因多种原因易导致氨水反应效率降低和氨逃逸率增加，结果导致飞灰固化车间氨味较重，环保物资浪费，烟气指标异常等现象；如果氨逃逸量过大容易在烟气分析仪取样管末端或滤网处生成硫酸铵盐，容易堵塞取样管和滤网，如果进入到取样装置气室有可能会对气室造成腐蚀甚至影响烟气分析仪测量的稳定性。

下面结合脱硝系统工艺及运行期间发现的问题、解决方法进行介绍，分享控制氨逃逸的措施及效果。

关键词烟气脱硝；氨逃逸；设备安全；运行经济性1 SNCR脱硝系统原理SNCR脱硝技术即选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术，是一种不用催化剂，在850～1100℃的温度范围内，将含氨基的还原剂（如氨水，尿素溶液等）喷入炉内，将烟气中的NOX还原脱除，生成氮气和水的清洁脱硝技术；在合适的温度区域，且氨水作为还原剂时，其反应方程式为：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O；当温度过高时，也会发生如下副反应：4NH3+5O2→4NO+6H2O2 SNCR脱硝系统介绍某公司配置2*300T/D机械炉排焚烧炉，脱硝系统采用SNCR工艺，还原剂采用20%溶度的氨水，该系统为上海泰欣环保工程有限公司设计产品；每台焚烧炉第一烟道各有8个氨水喷枪孔，1#炉采用上、中、下三层交错布置：上层位于28.6米处，有2个喷枪孔；中层在25.8米处，有3个喷枪孔；下层位于23米处，有3个喷枪孔。

2#炉采用两层交错布置：上层在25.8米处，有4个喷枪孔；下层位于23米处，有4个喷枪孔。

每台焚烧炉配有六个喷枪，运行人员可根据焚烧工况、NOX指标排放等情况调整喷枪投入位置及数量。

3 氨逃逸大原因分析（1）在高温条件下，氧气能与氨反应直接生成氮氧化物，这也是对脱硝效率影响最大的，而且随着温度增加，反应速率增加很快。

SCR脱硝自动控制策略分析及优化摘要：脱硝系统是降低NOx排放量的必要设施，而如何控制还原剂的流量则成为控制NOX排放的关键因素，本文从脱硝系统原理、还原剂流量自动控制的策略等方面入手，深入浅出地论述了脱硝系统自动控制的相关控制策略和优化思路，对其他脱硝项目的调试和运行也具有重要的借鉴意义。

一．引言华能聊城电厂#7炉为1100t/h自然循环锅炉，采用SCR脱硝技术，烟气脱硝系统于2013年初投入运行，DCS为新华的XDPS400控制系统。

2019年5月，机组DCS系统进行改造，更换为和利时的MACS6控制系统。

为解决之前脱硝自动控制效果不佳的问题，在DCS系统改造的过程中，对脱硝自动控制提出了优化要求。

本文重点讨论改造过程中对喷氨自动控制的策略与参数的优化和改进。

二．SCR脱硝工艺简述SCR(Selective Catalytic Reduction)技术，即选择性催化还原法脱硝技术。

废气中的NOX与氨水、尿素或其它含有氨基的物质进行反应，生产氮气和水。

以氨气作为还原剂为例，SCR的化学反应方程式为：4NO + 4NH3+O2?→ 4N2?+6H2O2NO2?+ 4NH3?+ O2? → 3N2?+ 6H2OSCR系统主要包含了反应器、还原剂储罐、还原剂喷射系统和催化剂，在还原剂喷射和烟气进行完全混合后，废气进入催化剂层进行脱硝反应。

聊城电厂#7炉配备了1个氨区和两个SCR反应区，氨区包含了液氨存储和蒸发系统，氨气与稀释风机过来的空气以及烟气混合进入SCR反应器进行脱硝反应。

SCR反应区位于省煤器出口和空预器入口之间，每台SCR反应布置两层催化剂，并预留1层备用，即2+1的布置方式。

烟气中的NOX经过还原剂喷射系统与氨气混合均匀后，在催化剂的作用下发生催化还原反应。

三．自动控制策略及优化3.1优化前基于机组负荷的理论氨流量算法对出口NOX的串级控制方式原系统采用的控制方式为基于对出口NOX的串级回路，逻辑如图1所示。

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。

SCR 脱硝系统氨逃逸率高的危害及控制策略摘要：选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术是火力发电厂烟气脱硝主流技术之一。

为控制脱硝过程中氨的使用量及保护设备，必须监测SCR出口的氨逃逸量。

本文对氨逃逸率高的危害进行分析；对造成氨逃逸率高的原因进行阐述并对这些影响因素提出针对性防控措施。

关键词： SCR；烟气脱硝；氨逃逸率高；危害；影响因素；防控措施概述某厂#4机组锅炉型号为HG-1025/17.5-HM35，是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司所生产。

该锅炉机组是采用美国(ABB—CE)燃烧工程公司的引进技术设计和制造，配300MW汽轮发电机组的亚临界压力，单炉膛，带一次中间再热、平衡通风，自然循环汽包炉。

锅炉设计煤种为神华宝日希勒能源有限责任公司所产褐煤，校核煤种为大雁煤业有限责任公司所产褐煤。

配有5台MPS190-IIC中速磨直吹式制粉系统，直流式煤粉燃烧器四角布置，双切圆燃烧，20只摆动式煤粉燃烧器采用水平浓淡煤粉燃烧技术。

锅炉最大连续负荷(即BMCR工况)为设计参数，在机组电负荷为330.243MW时，锅炉的最大连续蒸发量为1025t/h，机组电负荷为300MW(即BRL 工况)时，锅炉的额定蒸发量为960t/h。

2017年#4锅炉SCR装置甲、乙侧各加装一层催化剂层进行超低排放改造后，通过喷氨和催化剂将烟气中的NOX进行超低脱除，在实际运行过程中，喷氨量的控制，将直接影响到脱硝的效率，影响NOx以及逃逸氨的达标排放，并会影响到催化剂的使用寿命，从而影响整体的脱硝运行成本。

因此，为控制脱硝过程中氨的使用量及保护设备，必须监测SCR出口的氨逃逸量，并通过运行方式的优化来控制氨逃逸率。

1烟气脱硝原理在SCR脱硝工艺中，催化剂安装在反应器的箱体内。

催化剂单元垂直布置，烟气由上向下流动。

氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中，在催化剂的作用下将烟气中NOx分解成为N2和H2O。

采用该种脱硝工艺和布置方式，优点就是脱硝效率高，烟气温度能够满足催化剂的反应要求，但是缺点就是烟气中飞灰含量高，对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求高，投资和操作费用大，增加了成本，同时也存在着氨的泄露问题。

脱硝系统中的氨逃逸控制分析及技术措施一、分析题目脱硝系统中的氨逃逸控制分析及技术措施二、分析原因或背景脱硝运行装置出口的烟气当中，主要含有氨及SO3物质。

两种物质可反应生成硫酸氢铵以及(NH4)2SO4，但是硫酸氢铵有着非常高的粘黏性，过多氨水在反应的过程中，会生成一种名为亚硫酸氢铵的物质，该物质具有较强的腐蚀性，与焦油相类似的油状物，可对预热器进行堵塞，并对蓄热元件产生一定的污染性，从而导致预热器发生污染、积灰以及栓塞的情况，从而导致机械设备的使用寿命缩减，从而增加了机械的维护工作，提高了运行维护投入。

其次烟气过剩的氨气与SO3反应得到的硫酸氢铵会粘附在除尘器的布袋上，从而对布袋造成堵塞，导致布袋压力差的增加，从而度除尘作用产生极大的影响，并增加机组的能够和对布袋的损坏。

引风机能耗的提高会在很大程度上增加厂的能耗，在高负载的情况下发生出力不足所导致的负荷达到上限，从而对机组的工作效率产生极大影响。

此外，还会导致引风机出现失速喘振的现象，这既会伤害风机，同时也会威胁机组的安全性，从而对经济收益产生影响。

三、分析内容1.烟气温度，反应温度过低，NOx与氨的反应速率降低，会造成NH₃的大量逃逸，但是，反应温度过高，氨又会额外生成NO，如果温度过高过低达不到反应效果，势必增加氨逃逸。

2.催化剂堵塞，脱硝效率下降，为了保持环保参数不超标，会喷更多的氨，这将引起恶性循环，催化剂局部堵塞、性能老化，导致催化剂各处催化效率不同，为了控制出口参数，只能增加喷氨量，从而导致局部氨逃逸升高。

3.脱硝反应器供氨管道内部异物卡涩，反应器氨气调门全开后流量偏低或无流量，这是我厂去年两台机组的共性事件，因此还造成环保超标。

4.氨流量不均，烟气分布不均在锅炉的运行过程中，由于时间、负荷、烟气状态等的不同，使得烟气的流速及其所含NOx的量在烟气中也是分布不均的。

在氨流量均匀时，脱硝装置出口的氮氧化物含量和过剩氨气的浓度也是不同的。

超低改造后SCR脱硝氨逃逸表问题分析及处理措施一、背景SCR脱硝技术是目前火电厂、钢铁厂等大气污染控制的主流技术之一，它能有效地减少NOx的排放，保护环境。

然而，工程实施过程中，由于各种各样原因，SCR系统可能会存在一些问题，其中之一就是氨逃逸。

二、问题现象超低排放改造后，SCR系统出现氨逃逸问题。

所谓氨逃逸，是指在SCR反应过程中，将NH3喷入烟气中，但部分NH3无法与NOx反应，流失到大气中。

氨逃逸会导致原本应该去除的NOx未得到很好的去除效果，从而对环境带来较大污染。

三、问题分析1.摆放位置不当一些电站在进行SCR系统摆放过程中，往往会不够注意SCR系统的摆放位置。

一些位置较为封闭且通风不良的地方，如在楼顶上、机组内等，摆放SCR系统会使NH3气体在经过反应后难以得到及时的分散扩散，也难以将反应产生的NOx及时的足量转化吸收，从而导致NH3的部分流失。

2.喷射系统问题喷射系统问题是造成氨逃逸的一个普遍原因。

如果压力不足、流量不均匀、喷嘴堵塞、喷嘴泄漏等问题出现，会导致SCR系统无法及时地喷入NH3，使得反应过程受到影响，从而出现NH3逃逸现象。

3.空气流量和温度不稳定空气流量和温度不稳定也是造成氨逃逸的重要原因。

当空气流量或温度不稳定时，会导致SCR反应上下游的NOx和NH3摩尔比例波动，进而引起SCR反应的稳定性下降，增加氨逃逸的发生机率。

四、处理措施1.合理摆放SCR系统电站在进行SCR系统的安装和摆放过程中，应该选择合适开敞的位置，如SCR机房、引风机的进风处等，以充分保证NH3气体在经过反应后能够快速的扩散、稀释到烟囱上。

同时，要保证空气畅通，确保NOx和NH3摩尔比稳定，降低氨逃逸的可能。

2.检查喷射系统电站需要定期检查SCR喷射系统的流量状态和喷嘴的状态，确保需要喷出的NH3能够正常的流入烟气中。

如果遇到问题及时解决，防止逃逸。

3.稳定空气流量和温度电站应该尽可能的控制空气流量和温度稳定，确保SCR反应上下流中NOx、NH3的比例稳定。

SCR脱硝技术氨溢出率高的原因及治理概述SCR脱硝技术是一种常用的减少燃煤电厂氮氧化物排放的方法。

然而，有时候会出现氨溢出率过高的问题，这可能对环境产生不利影响。

本文将讨论导致SCR脱硝技术氨溢出率高的原因，并提出治理方法。

原因分析导致SCR脱硝技术氨溢出率高的主要原因包括:1. 氨逃逸：SCR脱硝系统中的氨逃逸是氨溢出率高的常见原因之一。

这可能是由于SCR喷射装置失效、管道泄漏或催化剂结构损坏等导致的。

解决这个问题的方法包括及时修复和更换相关设备。

2. 催化剂失活：SCR脱硝技术中使用的催化剂会随着运行时间的增加而失活，这可能导致氨溢出率的增加。

定期检查和更换催化剂是解决这个问题的关键步骤。

3. 氨氧化不完全：在SCR脱硝过程中，氨与气体中的氮氧化物反应生成氮气和水。

然而，不完全的氨氧化可能导致氨溢出率上升。

优化反应条件和确保足够的氧气供应可以减少氨氧化不完全的问题。

4. 运行异常：SCR脱硝系统的运行异常也可能导致氨溢出率高。

例如，温度过高或过低、氧气浓度不足等都可能影响SCR脱硝效果。

通过监测和及时调整操作条件，可以降低氨溢出率。

治理方法针对SCR脱硝技术氨溢出率高的问题，可以采取以下治理方法:1. 定期维护和检修：定期检查SCR脱硝系统的关键设备，如喷射装置和管道，及时修复泄漏和故障，并更换失效的催化剂。

2. 优化催化剂使用：合理控制催化剂的使用寿命，定期检查和更换失活的催化剂，确保催化剂的性能和效果。

3. 控制反应条件：根据SCR脱硝系统的实际情况，优化反应温度、氨浓度和氧气供应等条件，以提高脱硝效率，减少氨溢出率。

4. 进行定期监测和调整：实施定期监测SCR脱硝系统的运行情况，包括温度、氨逃逸和氮氧化物排放浓度等指标，及时调整操作条件以保证系统正常运行。

结论SCR脱硝技术氨溢出率高可能由氨逃逸、催化剂失活、氨氧化不完全和运行异常等因素引起。

通过定期维护和检修、优化催化剂使用、控制反应条件和进行定期监测和调整等治理方法，可以降低氨溢出率，提高SCR脱硝技术的效果。

SCR烟气脱硝喷氨流量及其自动控制优化摘要：随着我国经济的飞速发展，能源消耗逐年增加，随之而来环境问题日益凸显。

国家对污染物的排放日趋严格，目前国内采用低氮排放控制技术的燃煤机组在额定工况下基本能满足排放要求，因此，进行高效节能的脱销控制技术的研究对于逐步改善周围大气环境质量具有显著的经济效益和社会效益。

本文主要就SCR烟气脱硝喷氨流量及其自动控制优化为课题进行探讨分析，并提出一些个人观点，以供参考。

关键词：燃煤机组；SCR脱硝系统；全负荷脱硝；控制对策；1 全负荷SCR脱硝技术概述全负荷脱硝技术一般分为两类：一是催化剂改造为低温催化剂或宽温催化剂，使催化剂在机组启停机或机组低负荷烟温低的情况下满足催化剂运行烟温的要求。

二是提高进入脱硝反应器入口烟温。

控制机组在任意负荷下反应器中烟气温度均在320℃～420℃之间。

其工艺流程图如下：2 SCR烟气脱硝系统公司#1、2炉执行NOx允许排放浓度为50mg/Nm3，为了实现目标，公司完成#1、#2炉脱硝改造项目工程，该项目采用选择性催化还原法即SCR脱硝技术。

脱硝效率75%，采用2+1的三层催化剂方案，脱硝装置包括进口烟道、出口烟道及反应器本体，社计总阻力<980Pa（3层催化剂）。

SCR烟气脱硝系统采用高灰段布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气顶热器之间，不设置SCR反应器烟气旁路。

来自省煤器出口烟道的烟气在反应器进口烟道上，通过氨喷射装置将经过空气稀释的氨气喷人炉烟中，然后从上部进入反应器，向下流动，流经填装在反应器各层的催化元件模块，烟气通过这些催化元件时即产生催化反应而达到将NOx分解成水蒸气（H2O）和氨气（N2），达到脱硝的目的。

脱硝还原剂采用尿素水解法制备；混合氨气喷射系统采用涡流混合器技术，脱硝装置处理50%烟气量，不另设脱硝旁路。

3 全负荷低NOx排放控制现状目前，我国火电行业已形成以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。