脱硝喷氨自动控制优化在大型火电厂中应用案例分析

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。

分析火电机组脱硝自动控制系统优化随着全球环境保护意识的增强，火电厂的环保要求也越来越严格。

作为火电厂的重要设备，脱硝装置在降低废气排放中发挥着重要作用。

为了提高脱硝效率和降低运行成本，火电机组脱硝自动控制系统的优化研究变得尤为重要。

一、火电机组脱硝自动控制系统的优化意义脱硝装置主要是通过将氨气喷入燃烧过程中的烟气，与硝酸气体进行反应生成氮气和水，从而达到减排的效果。

脱硝反应的效果受到多种因素的影响，而自动控制系统就是为了在不同的工况和环境条件下实现脱硝装置的最佳操作效果。

优化脱硝自动控制系统可以带来多方面的益处：可以提高脱硝效率，降低废气排放，保护环境；可以降低氨气和催化剂的消耗，节约运行成本；优化后的控制系统可以提高设备的稳定性和可靠性，减少故障和停机时间，提高火电机组的运行效率。

优化火电机组脱硝自动控制系统对于环境保护、资源节约和提高经济效益都具有重要意义。

二、火电机组脱硝自动控制系统的优化方法与技术为了实现火电机组脱硝自动控制系统的优化，需要从多个方面进行技术改进和方法应用。

1. 控制策略优化控制策略是影响脱硝效果的关键因素之一。

传统的脱硝控制策略多是基于经验和简单的模型设计的，难以适应不同燃料、负荷和气象等因素的变化。

基于先进的控制理论和方法，对脱硝装置的控制策略进行优化，是提高脱硝效率和稳定性的重要手段之一。

采用模糊控制、神经网络控制、模型预测控制等先进的控制算法，结合实时监测数据和先进的数据分析技术，可以实现脱硝装置的智能控制，适应不同工况下的最佳控制策略。

通过优化控制策略，可以有效提高脱硝效率，减少氨气和催化剂的消耗，降低排放浓度。

2. 参数优化调整脱硝自动控制系统中的参数设置对于系统的稳定性和响应速度具有重要影响。

传统的参数设置多是基于试验和经验，往往无法充分发挥装置的性能。

采用先进的参数优化调整技术，对脱硝装置的参数进行优化，可以提高系统的稳定性和响应速度。

通过采用基于模型的参数优化方法，结合先进的计算机仿真技术，可以实现对脱硝装置参数的智能优化调整。

脱硝喷氨自动控制系统现状及优化本文表达了华电***发电公司两台2X670MW机组脱硝喷氨自动控制系统，分析了喷氨自动控制系统存在的问题，通过对喷氨自动控制方式和系统设备的不断改良，采用PID 控制参加前馈、动态调整喷氨调门开度等方式，实时调控喷氨量，有效控制出口氮氧化物排放的合理性，确保脱硝系统的安全稳定运行。

关键字：脱硝系统；自动调节；PID控制；过程优化随着我国环保要求的逐渐提高，火电超低排放工作进展迅速。

各大型燃煤火电企业对锅炉开展脱硫、脱硝、除尘装置的建设和改造，脱硫脱硝发展迅速，技术工艺逐渐成熟，但仍有大量问题存在。

《煤电节能减排升级与改造行动计划（20**-20**年）》规定东部地区新建煤电机组大气污染排放基本到达超低排放限值-烟尘、SO2、NOX排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，相较之前的NOX排放浓度不高于100mg/m3提出了更***求。

持续以往的脱硝技术，已明显不能满足更加严格的烟气出口氮氧化物的排放标准，燃煤机组烟气脱硝系统的优化亟待提高。

1、SCR系统工作原理1.1燃煤企业大都采用选择性催化复原工艺SCR （SelectiveCatalyticReduction）。

将氨类（NH3）复原剂喷入烟气中，与稀释风在混合器中稀释后进入反应器，利用催化剂（铁、钒、铬、钴或钼等金属）在温度200~450℃时将烟气中的NOX转化为氮气（N2）和水（H2O），到达除去氮氧化物的目的，效果明显。

主要反应方程式为：4NH3+4NO+O2->4N2+6H2ONO+NO2+2NH3->2N2+3H2O脱硝系统运行时关键的动态参数为喷氨量。

氨气的喷入量是根据脱硝出口氮氧化物浓度及要求的脱硝效率，在动态下找到最正确喷氨量，实时调整喷氨调节门的开度，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。

喷氨调节门的开度不合理，喷氨量少造成脱硝效率过低，出口氮氧化物排放超标；喷入过多氨气不但增加脱硝运行成本，还会造成氨逃逸（氨逃逸率小于3ppm），未参加化学反应的氨气与烟气中的SO3反应生成硫酸氢氨，附着于催化剂或者飞灰从反应器的出口被带入下游的空气预热器换热面上方，造成催化剂失效、空预器堵塞，还会引起尾部烟道积灰。

600MW燃煤机组脱硝系统喷氨优化调整效果分析摘要：针对某600MW燃煤机组SCR脱硝系统投运后出现喷氨量不均、CEMS表计偏差大、氨逃逸报警等问题，通过喷氨优化调整，改善了脱硝装置入口氨氮摩尔比分布情况，消除了脱硝效率过高和过低的区域，使A、B侧SCR反应器出口截面NOx浓度分布趋于均匀，相对标准偏差CV值分别从133%、81%减小至31%、32%，平均氨逃逸浓度分别从4.20μL/L、3.01μL/L降低至1.31μL/L、1.32μL/L，局部氨逃逸浓度峰值分别从7.05μL/L、5.38μL/L降低至1.78μL/L、1.73μL/L。

SCR出口NOx浓度分布均匀性得到明显改善，CEMS取样测量代表性提高，不同区域脱硝效率波动减小，局部氨逃逸浓度峰值显著降低。

关键词：燃煤机组；烟气脱硝；氨逃逸；喷氨优化调整1引言对SCR脱硝系统而言，氨耗量和氨逃逸是非常关键的运行指标，喷氨不足时会导致NOx排放超标，受到环保部门考核；喷氨过量时又会导致氨逃逸超标，逃逸的氨气与烟气中的三氧化硫发生反应生成硫酸氢铵，造成下游空预器等设备堵塞，威胁机组的安全稳定运行［1］。

超低排放改造后，燃煤机组NOx的排放限值进一步降低，在脱硝入口NOx浓度不变的情况下，脱硝效率大幅提升，对脱硝装置性能的要求也同步提升。

对于完成超低排放改造后的脱硝装置，氨耗量和氨逃逸的大小很大程度上取决于脱硝装置入口烟气中氨氮摩尔比分布的均匀性，均匀性越好，SCR脱硝装置的性能越佳［2］。

另一方面，在机组运行过程中，飞灰堵塞、冲蚀或者ABS堵塞会影响SCR反应器截面局部催化剂活性，喷氨格栅和喷氨支阀的磨损、堵塞会改变脱硝入口氨气流量的分配，这些因素都会影响脱硝装置的性能。

为此，需定期进行喷氨优化调整试验，改善SCR入口氨气分配的合理性，减小氨耗量和局部较高的氨逃逸浓度，使脱硝装置处于最佳运行状态。

文献［3］针对SCR脱硝系统喷氨格栅运行效果对脱硝系统的影响进行说明，列举了喷氨格栅实际运行中存在的问题，说明了喷氨格栅优化调整的必要性，并对喷氨格栅优化调整的试验方法、预期效果及注意事项等进行了介绍。

脱硝系统喷氨优化调整在火电机组中的应用所属行业: 大气治理关键词：脱硝系统空预器堵塞喷氨针对脱硝系统投运后出现的喷氨量不均、氨逃逸增加, 容易造成空预器堵塞的问题, 通过喷氨均匀性调整试验, 结合试验数据进行分析, 优化脱硝系统喷氨量, 使系统用氨量有所下降, 空预器差压也得到有了效控制, 从而确保机组长周期安全运行。

0 引言脱硝系统运行中, 由于喷氨量不均, 会引起脱硝系统局部氨逃逸增加, 氨气与烟气中SO2反应产生硫酸氢铵容易附着在空预器受热面, 造成空预器堵塞, 从而使系统阻力增加, 引风机出力受限,影响机组带负荷, 严重时还会引起引风机抢风, 造成设备损坏事故。

因此, 解决好脱硝系统氨逃逸问题, 是解决空预器堵塞的重点。

1 设备情况山西临汾热电有限公司2×300 MW机组锅炉为东方锅炉股份有限公司制造, 型号为DG1060/17.4-Ⅱ4型。

锅炉为亚临界参数、四角切圆燃烧方式、自然循环汽包锅炉, 单炉膛∏型布置, 燃用烟煤, 一次中间再热, 平衡通风、固态排渣, 全钢架悬吊结构, 炉顶带金属防雨罩。

选择性催化还原技术SCR (ive catalytic reduction) 脱硝装置是由山东三融科技有限公司生产, 催化剂采用两用一备模式。

除尘器采用一电两袋, 由福建龙净电力环保设备厂提供;正压气力干式除灰系统由镇江纽普兰气力输送有限公司提供。

锅炉以最大连续负荷BMCR (boiler maximum continuous rate) 为设计参数, 锅炉的最大连续蒸发量为1060t/h;机组电负荷为300 MW (即额定工况) 时, 锅炉的额定蒸发量为1009 t/h。

1.1 脱硝系统运行中存在的主要问题目前2台锅炉喷氨量差别较大, 2号机组存在空预器B侧运行易堵塞、喷氨管道及喷口设计不合理、氨与烟气混合不均匀等问题。

通过试验前数据分析, 锅炉负荷稳定, 在SCR反应器的入口烟道截面, 利用网格法进行测试各点的流速, SCR入口烟道流场分布见表1。

河南大型火电厂液氨脱硝自动控制的应用导读：根据我国环保政策要求，目前烟气脱硫项目已基本覆盖所有燃煤火电机组，但烟气脱硝还未大规模的开展应用。

有相关研究资料表明，如果还继续不加强对烟气中氮氧化物的控制，氮氧化物的总量和在大气污染物中的比重都将上升，并有可能取代二氧化硫成为大气中的主要污染物。

随着我国对工业环保标准逐渐严格，仅靠低氮燃烧已明显不能满足更加严格的排放标准。

SCR烟气脱硝技术是目前减少氮氧化物排放的有效方法，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通过催化反应生成氮气和水，不影响环境，而除氮氧化物效果明显，能够达到90%以上。

洛阳宏昌工贸给河南华润电力供应液氨，其投产脱硝装置，采用SCR烟气脱硝技术，SCR脱硝工艺中，氮氧化物在催化剂作用下被氨还原为无害的氮气和水，不产生任何二次污染，反应通常可在温度250~450 。

C下进行，其化学反应如下：4NH3 + 4NO + O2 → 4N2 + 6H2O6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O液氨脱硝具体的工艺流程如下：脱硝系统的工艺装置主要组成部分包括两个装有催化剂的反应器、两个液氨存储罐及一套氨气注入系统。

来自存储罐的液氨靠自身的压力进入蒸发器中，被热水加热蒸发成氨气。

从氨气积压器出来的氨气经由稀释风机来的空气在氨气/空气混合器混合稀释，通过注入系统被注入到烟气中，被稀释的氨气和烟气在SCR前被充分混合均匀后进入两层催化剂，进而产生化学反应，氮氧化物就被脱除。

锅炉分A\B二侧，每侧有一个供氨调门，该调门进行对喷氨量的控制，从而参与控制出口烟囱NO2含量，并且二个调门保持平衡，防止催化剂的老死或者堵塞等现象，洛阳宏昌工贸公司供应的高品质液氨含量高，不会造成喷氨孔的堵塞。

液氨脱硝自动控制的测量原理：SCR烟气脱硝控制系统依据确定的NH3/NOx摩尔比来提供所需要的气氨流量，进口NO2浓度和烟气流量的乘积产生NO2流量信号，此信号乘上所需NH3/NOx 摩尔比就是基本氨气流量信号(前馈信号)，根据烟气脱硝反应的化学反应式，一摩尔氨和一摩尔NO2进行反应。

1050MW超超临界机组SCR自动喷氨优化运行以某电厂1000MW超超临界燃煤机组SCR烟气脱硝系统为研究对象，对SCR反应器进行了喷氨优化改造调整，为燃煤机组SCR系统喷氨优化调整提供了参考依据。

火力发电机组是释放氮氧化物（NOx）的主要污染源之一，严重危害着生态环境及人类健康，因此目前火力发电机组均采取有效的脱硝技术以消除NOx 污染。

本文以某电厂1050MW机组脱硝系统为研究对象，利用网格法分别测量了高（1050MW）、中（750MW）、低（500MW）负荷下SCR反应器特征区域的流场数据。

并以此为参考进行了AIG喷氨实时优化改造，对改造后的SCR 脱硝装置进行了性能试验，研究了喷氨实时优化对于SCR反应器出口NOx浓度分布以及氨逃逸的影响。

1 脱硝设备概况某电厂1050MW超超临界燃煤发电机组SCR脱硝系统采用高灰型布置工艺，单炉体双SCR结构体布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，不设反应器烟气旁路。

脱硝还原剂采用液氨法方案，催化剂采用波纹式催化剂。

2 评价指标本文采用相对标准偏差系数CV来衡量脱硝设备入出口烟道截面NOx浓度分布的均匀程度。

SCR反应器进、出口截面各测点处的NOx浓度根据式（1）计算，然后根据式（2）计算截面NOx浓度平均值。

烟道截面NOx浓度分布相对标准偏差CV值由公式（3）~（4）进行计算。

3 实验结果与讨论3.1喷氨优化前SCR运行状对喷氨优化改造前的SCR反应器入/出口NOx浓度进行了网格法测量试验，试验结果分析表明：在三种负荷下A侧反应器入口烟气中NOx浓度均小于B侧反应器入口NOx浓度，这与DCS中数据的规律一致。

SCR入口的NOx浓度相对标准偏差除高负荷（1050MW）和中负荷（750MW）工况下的A侧为7%外，其余均在5%以下，说明SCR入口的NOx 浓度分布相对较为均匀。

三种负荷条件下，B侧NOx分布的相对偏差均大于A 侧，说明B侧NOx分布均匀性较好。