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。

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)
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。