优化调整减少脱硝喷氨量

优化燃烧调整，降低机组耗氨量摘要：在电厂的能源消耗中，锅炉燃煤消耗占主要份额。

如何降低锅炉消耗，降低机组耗氨量，是电厂要面临的主要问题。

因此，有必要对影响锅炉效率的因素进行分析，找出有效的运行方式，以提高锅炉效率，达到节能增效的目的。

关键词：优化；耗氨量；运行调整；一、引言环境问题关系到国计民生，也关系到后代子孙的生存。

随着人民生活水平的提高，环境问题日益受到人民的关注，为创造一个绿色的世界，国家要求各火力发电企业烟气、粉尘、氮氧化物的排放必须满足环保要求。

针对这一情况，火力发电厂大都采用国内较伟成熟的技术，通过低氮燃烧和烟气脱硝来降低烟气氮氧化物的生成。

但是本厂进行低氮燃烧器改造后，在降NOX燃烧的过程中，同时出现氨单耗高，导致尿素用量大，一方面造成发电成本上升，另一方面由于耗按量增加也间接导致空预器差压增大影响锅炉效率。

为此，我们成立调查组，通过原因分析并采取了相应的运行调整对策，使情况得以改善。

二、锅炉概况某发电厂#1、2锅炉型号为WGZ1018-18.44-2，系武汉锅炉厂生产制造的亚临界自然循环汽包锅炉。

锅炉采用中速磨直吹制粉系统，采用前后墙对冲布置，燃烧器前墙三层后墙二层，每层5只旋流燃烧器，B层配等离子，其它层为小油枪。

锅炉低氮燃烧改造采用LYSC系列低氮燃烧器，前、后墙10个燃烬风采用LYOFA型摆动式燃烬风喷嘴，A、B层燃烧器对冲、C、E层燃烧器对冲，D层喷燃器布置最高。

每台锅炉配置2台SCR反应器，锅炉尾部烟气通过低温省煤器下部引出口至SCR反应器本体入口、SCR反应器本体出口至回转式空预器入口之间的连接烟道。

尾部烟气采用“选择性催化剂还原烟气脱硝”技术，其反应产物为对环境无害的水和氮气，一炉两个反应器；还原剂采用氨蒸汽，还原剂的制备通过两套尿素水解反应器实现。

三、改造后存在问题经过改造后锅炉的NOx仍然较高，未达到设计值，并且在锅炉运行过程中氨单耗高，导致尿素用量大，造成发电成本上升；耗氨量增大，还使反应后的氨盐生成量增加，该物质粘性大，易粘结在催化剂和锅炉尾部的受热面上，造成空预器堵塞现象，影响锅炉通风量，降低了锅炉运行效率。

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。

2020年第38卷第3期300MW 机组SCR 脱硝系统喷氨优化调整王猛，沈建军，涂安琪，吴宇，禾志强（内蒙古电力科学研究院，呼和浩特010020）0引言根据《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）[1]要求，截至2020年，300MW 及以上燃煤发电机组（暂不含W 型火焰锅炉和循环流化床锅炉）完成超低排放改造，实现在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放质量浓度分别不高于10mg/m 3、35mg/m 3、50mg/m 3。

对此，大量燃煤发电机组已进行了超低排放改造。

目前成熟可靠且应用广泛的脱硝技术是选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction ，SCR ）。

SCR 反应器在设计之初，均会对烟道和反应器内的流场进行优化，但其优化调整比较粗糙，导致反应器出口氮氧化物质量浓度分布不均匀、偏差较大，同时氨逃逸量大。

此外，受锅炉运行参数等多种因素的影响，使SCR 反应器入口氮氧化物质量浓度波动较大、生成物复杂，进而增加了出口氮氧化物质量浓度的控制难度。

氨逃逸量过大会造成空气预热器堵塞和脱硝经济性差等问题[2-3]。

因此，需要对SCR 脱硝系统进行喷氨优化调整，以降低SCR 反应器出口氮氧化物分布不均匀度和氨逃逸量，从而提高脱硝系统运行的经济性、稳定性和安全性[4-8]。

本文以内蒙古地区某300MW 机组为例，通过测量SCR 反应器进、出口流速，氮氧化物质量浓度，以及出口氨逃逸量等参数，对喷氨管道各支管阀门开度进行调节，以达到消除偏差、提高系统脱硝性能的目的。

摘要：对某300MW 机组SCR 脱硝系统进行喷氨优化调整，通过分析SCR 反应器出口烟气流速、氮氧化物质量浓度和氨逃逸量，对各喷氨支管的阀门开度进行调节，调整后A 、B 侧出口氮氧化物质量浓度分布的不均匀度分别降为4.19%和4.83%，平均氨逃逸量降为1.60×10-6和1.29×10-6，脱硝效率提高到88.92%和89.11%，喷氨优化效果良好。

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。

便携式喷氨优化调整方法及其应用摘要：基于现有人工喷氨优化调整方法效率低、安全风险高、调整不及时的特点，研发便捷式喷氨优化调整装置和方法，应用到某300MW机组后发现，脱硝反应器出口NOx浓度分布相对标准偏差（Cv值）A侧由142%改进为14%，B侧由114%改进为14%。

氨耗量降低约19kg/h。

空预器烟气侧压差降低1700Pa。

机组运行经济性和安全性大幅改善。

关键词：便携式，喷氨优化，氮氧化物，压差1背景2016年，国家将燃煤机组烟气氮氧化物（NOx）排放要求提高到50mg/m3，这对现有SCR脱硝装置提出了严峻考验，必须对氨气喷射量和均匀性进行严格控制。

当喷氨不足，排放不达标，面临环保处罚；而喷氨过量会导致氨逃逸，造成空预器堵塞，风机电耗升高等问题，严重时造成机组限负荷运行甚至需停机检修，经济损失巨大。

喷氨优化调整是降低氨逃逸有效措施，通过改变喷氨量的大小及空间分配，实现氨气与NOx分布比例均匀。

现场试验证明，在机组检修后、风烟系统改造流场发生变化、煤种发生变化时，均应尽快进行喷氨优化调整工作[1]。

在当前负荷、煤种等多变的运行形势下，喷氨优化调整需求越来越频繁，即将成为常态化和必要的锅炉检修工作。

国内电力工作者进行着喷氨优化的研发工作。

方朝君[2]等就某600MW机组进质量浓度分布测量，并进行喷氨优化调整，优化后出口NOx行出入口的NO和NH3浓度Cv降至8%以内。

由于煤质变化及负荷波动等因素，李剑宁[3]等对某300MW机组进行喷氨优化调整试验，经过多次优化调整出口NOx降至10%。

然而，综合对比各喷氨优化方法发现，现有喷氨优化普遍采用人工优化调整方法，高度依赖专业人员现场作业，存在着效率低、安全风险高、调整不及时等缺点，电厂无法自主开展，调整次数显著不足。

为有效减缓SCR和空预器性能劣化趋势，亟待研发便携式的喷氨优化调整装置和方法。

2运行现状某电厂4号机组为300MW发电机组，锅炉为亚临界中间一次再热控制循环汽包炉，单炉膛、四角切圆燃烧方式。

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。

脱硝喷氨自动控制策略分析及优化摘要：根据我国环保政策的要求，目前烟气脱硝项目已基本覆盖所有燃煤火电机组。

SCR烟气脱硝技术是应用较为广泛的，该方式下喷氨量的控制是影响脱硝效率的关键。

本文针对600MW超临界机组在脱硝系统投运时喷氨自动不能正常投入,无法精确控制脱硝出口NOx排放浓度的问题,分析了喷氨自动控制的影响因素,介绍了控制系统逻辑的优化方案，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。

关键词：脱硝，喷氨自动，SCR，优化1.引言某电厂2×600MW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，采用选择性催化还原(SCR)法进行脱硝，控制系统采用国电智深的EDPF-NT DCS控制，接入主机的工程系统进行操作和控制。

2台机组脱硝系统在投入运行的过程中，由于脱硝喷氨自动控制逻辑设计的不完善，加之喷氨调节门的性能不足，导致喷氨自动无法正常投入，完全依靠运行人员手动控制，无法精确控制脱硝出口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进行分析并详细介绍了优化方案。

2.初始喷氨自动控制策略某电厂原脱硝喷氨自动控制策略是经典的前馈加串级回路控制，如图1所示。

与单回路比例-积分-微分(PID)相比，串级回路控制相对复杂，由两个控制器串联工作，以主控制器为主导，保证变量稳定为目的，两个控制器协调一致，互相配合。

若干扰来自副环，副控制器首先进行粗调，主控制器再进一步进行细调。

因此控制质量优于简单控制系统。

主调控制回路：主调节回路有两部分组成，一个控制的是脱硝效率，另一个控制的是出口NOx含量。

在操作画面上提供了方式选择供运行人员设置。

但两者逻辑原理是一样的，都是用锅炉的总风量的分段函数作为前馈，对主PID模块计算出的值进行修正后得出氨气需求量，形成供氨流量的设定值。

副调控制回路：根据总风量修正计算得到所需要的氨气流量，其作为副调的给定值与氨气流量测量值的偏差经过副调调节后输出控制指令，控制喷氨流量调节阀开度，改变喷氨量大小，最终将出口NOx质量浓度控制在设定值范围内。

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。