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如何控制垃圾焚烧发电烟气中的NOx污染排放垃圾焚烧技术由于其自身特点，有望成为未来中国城市垃圾处置的主要方式。
而焚烧烟气中NOx污染的控制是垃圾焚烧技术得以广泛应用的重要前提。
目前处理NOx的主流方法为SNCR和低温SCR。
SNCR将复原剂直接喷入炉膛内，易操作，但脱硝效率较低。
低温SCR采用低温低尘布置，能耗小，但硫酸氢铵的生成制约了低温催化剂的广泛应用。
需进一步研发低温具有良好抗硫性能的催化剂，并在工程应用中优化反应器和脱硫工艺的设计，以减少NH4HSO4的生成，增加催化剂在线加热装置，从而延长催化剂的寿命。
图1. 垃圾焚烧发电示意图垃圾焚烧尾气中含有HCl、SOx、NOx、粉尘、二恶英和重金属等污染物。
垃圾焚烧烟气的污染物控制，能否满足GB18485-20**《生活垃圾焚烧污染控制标准》或EU2000/76/EC中规定的污染物排放限值要求，成为该技术趋于成熟并广泛应用的重要标志。
目前已建成的垃圾焚烧炉普遍采用的烟气净化工艺流程为“锅炉尾气出口+半干法+干法+布袋除尘器+SCR”，对环保要求比较高的厂区，会增加SNCR脱硝和湿法脱酸，消石灰被用作脱酸工艺半干法+干法的吸收剂。
近年来，为了后续SCR工艺的有效运行并降低SO2的排放浓度，也有采用NaHCO3作为脱酸吸收剂。
采用活性炭吸附二恶英和重金属，以布袋除尘器去除粉尘，以SNCR 和SCR联合去除NOx。
故各工艺的高效运行是垃圾焚烧技术得以广泛应用的技术前提。
一、垃圾焚烧过程中NOx生成机制目前，国内普遍采用的焚烧炉为机械炉排炉，因其对垃圾种类、含水率适应能力强、垃圾无需预处理、易于调节燃烧空气的供应及控制燃烧工况等特点，被广泛应用于垃圾焚烧系统。
在垃圾焚烧过程中，NOx的产生方式包括热力型NOx、燃料型NOx和瞬时型NOx三种。
热力型NOx由过量的O2及O与N2反应生成，温度和氧浓度是应的关键因素。
温度为1000℃时，NOx的浓度值接近于0，温度为1300℃时，NOx的浓度值为10×10-6，温度为1500℃时，NOx的浓度值为200×10-6。
机组启动、正常运行时NOX的控制随着国家环保标准的不断提高，以及环保监管力度的逐年增加，电力行业的环保问题受到了广泛的关注。
当前，无论是环保部门还是企业本身对的NOX排放都是非常重视，已经将机组出现环保超排等同于机组发生安全事故来对待。
目前，环保部门对NOX的超低考核标准是：每小时均＜50mg/m3。
以茶园电厂为例：茶园电厂NOX排放参数是直接接入环保部门监控系统，该系统是根据机组并网运行情况自动打点统计的，也就是说以机组并网为节点开始实时监控NOX排放浓度，一旦出现小时均值超标，则记一次环保超排。
机组启动过程中NOX的控制由于之前运行人员在开机过程中对NOX指标的控制方法掌握不足，调整不及时、不到位，多次出现过环保超排考核。
为此，我厂运行人员进行了分析总结，并结合环保部门的考核标准制定了以下措施来保证机组开机过程中NOX不出现超排考核。
一、针对环保部门的考核标准是：以机组并网开始，每小时均值＜50mg/m3，且无论是什么时段并网，只按整点进行打点考核。
我们首先采取了“整点之后并网，整点之前解列”的措施来降低机组启动过程中NOX超标时段的占比。
比如，我们选择08点01分并网，那么根据小时均值计算：从08点01分至09点整还有59分钟，只要通过调整燃烧，控制好剩余的时间不超排，那么就能满足小时均值不超排，就能保证机组不出现超排考核。
二、茶园电厂锅炉采用东方锅炉厂制造的DG2020/25.31-Π12型超临界变压直流锅炉，主要技术特征为一次中间再热、单炉膛、平衡通风、W型火焰燃烧、固态连续排渣、尾部双烟道结构、露天岛式布置、全钢架、全悬吊结构Π型炉。
脱硝工艺采用选择性非催化还原法（SNCR）+选择性催化还原法（SCR），SNCR脱硝技术是以炉膛为反应器，将尿素还原剂喷入炉膛温度为850～1200℃的区域，在此温度区域内，尿素迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行选择性反应生成N2，实现脱除NOx的目的。
火电厂NOx调节经验交流摘要：随着国内电力环保排放标准越趋严格，国家要求燃煤机组总排放NOx 排放浓度小时均值不得高于50mg/Nm³，如果超排，属于环保违法事件。
作为我们运行人员，要时刻绷紧环保这根弦，要有如履薄冰、如临深渊的危机感，下面就如何在机组运行中控制NOx不超排进行经验分享。
关键词：NOx;煤量;二次风就660MW直流锅炉直吹式制粉系统进行分析：NOx生成与氧量富裕度、反应温度的高低、催化剂及电击（雷击闪电）等有关。
入炉煤含有加速NOx生成的催化剂，但运行人员无有效手段进行控制；NOx反应温度的高低有一点影响，但在机组330MW和满负荷时锅炉中心温度变化不大，只是锅炉火焰充满度发生变化，高负荷时整个炉膛高温区域扩大，影响NOx的生成量，如果其他条件满足，提高炉温NOx生成量呈指数变化；运行人员只有通过控制氧量的高低，达到控制NOx 生成量的目的。
一、机组负荷在450MW以下，生成的烟气量不大，基本上通过脱硝喷氨主路就能控制住，不需要开启旁路，有时候入口值虽然很高，但是烟气量不大，通过及时开启喷氨主路调门，提高水解器压力就能控制住。
（1）加负荷需要增启磨煤机时，要超前控制出口NOx。
暖磨煤机时，因有冷风进入炉膛，特别是下层磨煤机暖磨影响更大，进口NOx会大幅升高，暖磨风量越大影响越严重，建议暖磨时提前开启4%个左右喷氨调门，磨煤机热一次风门控制5%左右就可以（理论暖磨要求：当磨煤机出口温度达到启动要求时，控制此温度仍要再暖磨15分钟，以便把磨煤机各个部件暖透），可见小风量暖磨好处多多，既能控制进口氮化物，也对燃烧稳定有利。
启动磨煤机前根据出口NOx开大喷氨调门，同时增开一层燃尽风，开度至少60%以上，如果烟囱出口在40mg/m³以上，等降到40mg/m³以下再启磨煤机，磨煤机启动后应适当减少其他磨煤机煤量，保持总燃料量增加不多，变化5t/h-10t/h就行（为什么这样操作呢，启动磨煤机最低风量是65t/h，如果煤量十几吨持续时间长，煤风不匹配，大量一次风进入炉膛会引起氮化物快速升高，磨煤机设计是按照燃煤1t/h配1.5t/h一次风量，燃煤60t/h配一次风量90t/h，一次风量最大不超100t/h。
使氮氧化物浓度降低到50mg一下的措施氮氧化物是一种对环境和人类健康都有害的化学物质，它主要来源于工业排放、汽车尾气和燃烧过程中的排放。
高浓度的氮氧化物对于大气环境和人类健康都有着严重的影响，因此如何降低氮氧化物浓度成为了一个亟待解决的问题。
本文将从工业、交通和生活等方面探讨如何有效地降低氮氧化物浓度，使其达到50mg以下。
首先，我们可以从工业源头入手，采取一系列的措施来减少工业排放的氮氧化物。
首先是采用先进的污染治理技术，比如烟气脱硝技术，可以有效地减少工业排放的氮氧化物。
其次是加强对工业企业的监管和管理，建立完善的排放标准和监测系统，严格控制氮氧化物的排放。
另外，鼓励工业企业采用清洁能源替代传统的化石能源，比如使用天然气、风能和太阳能等清洁能源，以减少燃煤所产生的氮氧化物排放。
通过这些措施，可以有效地减少工业排放的氮氧化物，并达到使浓度降低到50mg以下的目标。
其次，交通尾气也是氮氧化物的重要来源，因此我们可以采取一系列措施来减少交通尾气的氮氧化物排放。
首先是推广新能源汽车，比如电动汽车和混合动力汽车，这些车辆在行驶过程中产生的氮氧化物要远远少于传统燃油汽车。
其次是加强尾气治理，采用先进的尾气净化技术，比如三元催化器和颗粒捕集器等设备，可以有效地减少汽车尾气中的氮氧化物排放。
另外，优化交通管理，减少拥堵和怠速，可以有效地降低汽车排放的氮氧化物。
通过这些措施，可以有效地减少交通尾气的氮氧化物排放，从而达到使浓度降低到50mg以下的目标。
最后，生活中的一些行为也会对氮氧化物的浓度产生影响，因此我们可以从生活中入手，采取一些措施来减少氮氧化物的产生。
首先是减少燃烧活动，比如减少烧烤和燃放烟花等活动，尽量避免在室外进行烧烤和燃放烟花，可以有效地减少氮氧化物的排放。
其次是鼓励居民使用清洁能源，比如使用天然气和电力取暖，以减少燃煤所产生的氮氧化物排放。
另外，鼓励居民选择环保出行方式，比如步行、骑行和乘坐公共交通工具，减少汽车尾气的排放。
科学技术创新2020.08浅谈电厂氮氧化物调节及常见事故处理刘志伟（江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司，江苏启东226200）1燃煤电厂超低排放现状当前我国大气污染状况依然十分严重，主要表现为煤烟型污染。
城市大气环境中总悬浮颗粒物浓度普遍超标；二氧化硫污染一直在较高水平；氮氧化物污染呈加重趋势。
为此2014年9月12日，国家发展改革委员会、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），要求进一步提升煤电高效清洁发展水平。
新建燃煤发电机组（含在建和项目已纳入国家火电建设规划的机组）应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，不得设置烟气旁路通道。
东部地区：（辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市）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%条件下，烟尘、SO 2、NOx 排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm 3）。
我厂锅炉采用改进型低NOx PM （Pollution Minimum ）主燃烧器和MACT （Mitsuibishi Advanced Combustion Technology ）型低NOx 分级送风燃烧系统。
我厂处于江苏省超低排放改造区域，执行排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO 2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm 3）。
2脱硝系统入口、出口调节影响脱硝系统入口NOx 含量大致在300m 3/h~400m 3/h 之间，影响入口NOx 含量的因素有很多，主要因素有一次风量、一次风压；二次风量、二次风小风门配风；不同煤种；制粉系统运行方式等；出口NOx 主要依靠喷氨调节。
2.1二次风系统；正常运行中脱硝装置入口NOx 值在低负荷时偏高，高负荷时偏低。
若氧进一步增大，NOx 的生成量还会有升高的趋势。
但实际上过大的氧量既不经济也不安全，造成引风机运行电流过大、机组整体电耗上升。
W火焰锅炉氮氧化物超标原因分析及对策摘要：W火焰锅炉的结构特殊，带来了烟气中氮氧化物浓度过高的问题。
随着环保要求的日益严格，稍有不慎就会造成排放超标。
本文从分析氮氧化物超标的原因入手，根据不同的情形采取相应的对策，从而保证锅炉达标排放。
关键词：W火焰；锅炉；氮氧化物；超标一、锅炉脱硝系统简介：某厂锅炉由美国福斯特•惠勒能源公司（FWEC）制造，其类型为亚临界、一次中间再热、双拱型单炉膛W型火焰、平衡通风、固态排渣、露天布置、自然循环汽包型燃煤锅炉。
锅炉烟气脱硝系统采用选择性非催化还原（SNCR）+选择性催化还原（SCR）烟气脱硝工艺。
SNCR脱硝系统布置在炉膛上部屏式过热器区域，在炉膛850~1100℃这一狭窄的温度范围内，均匀地喷入尿素溶液，尿素分解后可选择性地还原烟气中的NOx，生成N2和H2O。
SNCR系统较为简单，不受机组燃料和负荷变化的影响，喷枪分六层布置（前墙四层，后墙两层），共54支。
SCR脱硝系统布置在空预器入口，催化剂为3+1层布置，喷入反应器的气体为经空气稀释后氨气，将烟气中NOx还原成N2和H2O。
二、锅炉烟气NOx的产生机理目前锅炉燃烧产生的NOx主要包括一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2），其中NO占90%，NO2占5%～10%，因此，燃煤电厂NOx的排放量主要取决于NO。
燃烧过程中所产生的NOx量与煤炭燃烧方式、燃烧温度、过量空气系数和烟气在炉内停留时间等因素密切相关，煤炭燃烧产生NOx的主要机理有以下三个方面。
1.热力型NOx热力型NOx是由空气中氮在高温条件下氧化而成，生成量的多少主要取决于温度，NOx生成量随温度增高而增大，当温度低于1350℃时，几乎不生成热力型NOx，随着反应温度的升高，其反应速率按指数规律增加，当温度大于1500℃时，每增加100℃，反应速率增大6～7倍。
随着O2浓度和温度的增高，NOx生成量存在一个最大值。
因此，尽量避免出现氧浓度峰值和温度峰值是减少热力型NOx生成的有效措施。
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。
降低氮氧化物的运行措施摘要：随着国家对火力发电行业在环保方面越来越高的要求，火电厂必须做到超低排放，火电厂锅炉燃烧产物烟气中的氮氧化物时其中最主要的排放指标之一，本文通过从运行角度分析如何降低氮氧化物，达到超低排放的要求。
关键词：锅炉；氮氧化物；运行一、引言氮氧化物是大气中主要的气态污染物之一，包括多种化合物，如氧化亚氮(N2O)、一氧化氮(NO)、二氧化氮(NO2)、三氧化二氮(N2O3)、四氧化二氮(N2O4)和五氧化二氮(N2O5)等。
其中N2O3、N2O4、N2O5很不稳定，常温下很容易转化成NO和NO2。
大气中含量较高的氮氧化物主要包括N2O、NO和NO2，其中NO和NO2是大气中主要的氮氧化物。
自然界中的NOx主要来自雷电，森林草原火灾，氧化大气中的氮和土壤中微生物的消化作用，这些氮氧化物在大气系统中均匀分散,并参加在环境中的氮循环。
人类活动产生的氮氧化物主要来源于燃烧过程，可分为固定源和移动源,是造成大气污染的主要污染源之一。
固定源指来自工业生产的燃料燃烧，还有部分来自硝酸生产、硝化过程、炸药生产和金属表面硝酸处理等过程的排放，移动源指交通运输燃料燃烧的排放。
根据美国环保局(EPA)文献估计，人类产生的NOx有99%来自于燃烧，固定源和移动源各占一半。
从燃烧系统排出的NOx有95%以上是NO，其余主要是NO2。
二、氮氧化物的生成机理有三种：（1）热力型（也称温度型），是指空气中的氮在超过1500℃的高温下发生氧化反应，温度越高，NOx的生成量越多。
如果局部区域的火焰温度很高，将产生大量NOx，这部分NOx 占NOx总量的10%-20%，要减少温度型NOx，就要求燃烧处于较低的燃烧水平，同时要求燃烧中心各处的火焰温度分布均匀。
（2）燃料型,是指燃料中的氮受热分解和氧化生成NOx。
主要指挥发分中的氮化合物生成NOx，其占NOx总量的80%-90%，这部分NOx在燃烧器出口处的火焰中心生成。
NOx 超低排放如何防止空预器堵塞摘要：为适应国内火电厂大气污染物控制的发展需要，响应国家“深度调峰”，达到超低排放的要求，满足脱硝SCR出口NOx浓度＜50mg/Nm3，我厂对#1、4炉脱硝SCR超低排放改造。
改造后由于要控制脱硝出口NOx<50mg/Nm3，喷氨量必然增大，而喷氨量增大，易形成硫酸氢氨堵塞空预器。
空预器堵塞会造成引风机耗电增加、喘振失速等问题，使机组最大出力受限，严重时空预器需停机清洗。
通过#4炉空预器差压高原因的分析，制定相对应措施，探讨出适合我厂NOx超低排放下的运行管理方法和管理规定，并严格按规定操作，保证在满足环NOx超低排放的情况下，尽可能防止空预器堵塞。
系统概况：空气预热器的型号：容克式三分仓29－VI。
设计参数：一次风进/出口温度： 23.9/319.4℃二次风进/出口温度： 20.6/330.6℃烟气进口温度：MCR 371.1℃烟气出口温度：MCR 135.6℃（未修正）MCR 127.8℃（修正）漏风率：计算漏风率7.5%实际漏风率10%左右转子速度：主传动 1.147r·p·m，辅传动 0.263r·p·m国电丰城电厂340MW烟气脱硝系统由北京国电龙源环保工程有限公司设计制造，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，设计脱硝处理能力锅炉最大工况下脱硝效率不小于82％，脱硝装置可用率不小于98%。
SCR脱硝反应器布置于低温省煤器和回转式空预器之间，烟气经高低温省煤器和尾部烟道后引出进入SCR脱硝反应器，再经过新增的回转式空预器后进入电除尘器。
尿素水解产生的氨气在SCR脱硝反应器中催化剂的作用下与烟气中NOx按下述化学反应式进行反应，从而达到降低排烟中NOx含量的目的。
尿素水解反应方程式：NH2CONH2 ＋H2O → 2NH3 ＋ CO2脱硝反应式：4NO ＋ 4NH3 ＋O2 → 4N2 ＋ 6H2O6NO2 ＋8NH3 → 7N2 ＋ 12H2O为适应国内火电厂大气污染物控制的发展需要，响应国家“深度调峰”，达到超低排放的要求，满足脱硝SCR出口NOx浓度＜50mg/Nm3，我厂对#1、4炉脱硝SCR超低排放改造。
脱硝精准喷氨系统的运行分析及优化发布时间：2021-12-10T03:06:13.281Z 来源：《电力设备》2021年第9期作者：卜钰[导读] 在不远的将来可以预见，氮氧化物的控制要求将实现近零排放：小于10 mg/m3。
（国家能源集团谏壁发电厂江苏镇江 212000）摘要：针对某厂1000MW机组在不同工况下，脱硝精准喷氨系统各分区中有部分分区出口NOx值偏高，造成了精准喷氨系统不均匀度增加，从而直接导致了出口NOx浓度整体偏高，整体喷氨量增大的情况。
该厂引入神经网络自动控制算法系统对精准喷氨系统进行优化，使其满足能够日益严苛的环保标准，本文将针对本次优化改进进行分析及讨论，为发电公司在技术改造中提供参考意见。
关键词：脱硝系统；精准喷氨；神经网络；自动控制逻辑引言当前，氮氧化物是燃煤发电机组污染排放物治理的重点。
对于该问题，我国政府一直以来给予了高度的重视。
历年来，出台了多项关于氮氧化物的环保控制法律法规。
至2018年，部分地方政府出台了“史上最严”的排放标准，氮氧化物的控制要求：小于30 mg/m3以下。
按照国家环保管控力度不断加强的趋势，在不远的将来可以预见，氮氧化物的控制要求将实现近零排放：小于10 mg/m3。
在不同负荷、不同工况下，精准喷氨系统各分区中有部分分区出口NOx值偏高，某些喷氨支管调门已经开足的情况下，该分区NOx浓度依旧偏高，从而直接导致了出口NOx浓度整体偏高，在脱硝自动控制设定值不变的情况下，整体喷氨量增大。
喷氨量过大最终会造成出口残氨量升高，增加预热器堵塞的风险，不利于机组的长周期安全、稳定、高效运行。
1精准喷氨系统的原理某厂1000MW机组利用停运时机，在原改造后的脱硝系统基础上，增设了“精准喷氨”系统。
主要原理为：根据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，使得脱硝出口NOx流场更加均匀分布。
浅谈火电厂氮氧化物超低排放的控制措施摘要：燃煤发电机组在煤粉燃烧过程中氮氧化物排放物，是造成环境污染物之一。
现阶段，火电厂脱硝扔采用选择性催化还原技术为主要技术手段，面对环境保护压力和新能源的快速发展，火电企业不断通过技术改造升级，持续优化环保指标排放，实现氮氧化物超低排放。
本文基于浅谈火电厂氮氧化物超低排放的控制措施展开论述。
关键词：火电厂；氮氧化物超低排放；控制措施引言近30年来，中国经济的快速发展也直接或间接引起了环境污染恶化、生态环境恶化、空气质量恶化的不利影响，空气中有大量的氮氧化物，对人体环境和自然环境都有多种程度的危害。
它主要来自燃煤电厂、各种工业及民用锅炉、化工企业的工程垃圾生物质燃烧及汽车尾气等。
改善空气质量，提高空气质量指数，成为保护国民健康的重要议题，也是火电企业发展的先决条件。
电力企业不断推动生产的技术改进与装备升级，积极探索超低排放项目改造，实现烟气中氮氧化物浓度小于50mg/m3超低排放标准。
1脱硝系统脱硝系统采用选择性催化还原（SCR）烟气脱硝工艺，分布在锅炉省煤器与空预器之间，装置一炉两室布置。
SCR反应器每台脱硝装置的烟气处理能力为相应锅炉BMCR工况时的100%烟气量，催化剂采用蜂窝式，按照“2+1”模式布置。
液氨通过蒸发器加热到常温的氨气，与稀释风机来的空气经过氨/空气混合器充分混合，稀释成5%以下氨浓度的混合气体进入氨注入格栅与烟气充分混合，进入催化反应器，烟气中NOx在催化剂的作用发生大量反应生成氮气和水。
同时为防止SCR堵灰，SCR反应器内各层催化剂均布置有吹灰器，定期对SCR进行吹扫。
吹灰器采用耙式蒸汽吹灰器，汽源取自本体吹灰，每层催化剂布置3只耙式蒸汽吹灰器，不含预备层，每台炉共布置12只。
2氮氧化物的形成机理煤燃烧过程中产生的NOx主要是一氧化氮和二氧化氮，还有少量的氧化亚氮，称为NOx。
NOx的发生与燃烧方式有关，尤其是燃烧温度和过剩空气系数等燃烧条件。
一、关于氮氧化物常识简介氮氧化物、二氧化硫和粉尘是燃煤发电厂运行中需要控制的重要指标，发电厂想要正常的运行，环保指标就必须达到合格标准，否则将会造成严重的环境污染事件，同时也将而临着环保部门严厉的惩罚, 使企业无法正常运行。
运行调整对于这些环保指标是否合格起着至关重要的作用，调整是否得到，将直接关系着氮氧化物、二氧化碳和粉尘指标的排放值。
木文试图通过工作经验，总结在运行中调整手段，通过优化调整，来保证氮氧化物排放合格。
由于专业知识所限，仅仅从氮氧化物的调整方而做以简单的探讨, 希望起到一个抛砖引玉的作用。
二、我国现行氮氧化物的排放标准。
氮氧化物排放标准根据不同的锅炉类型有着不同的要求，对于燃煤锅炉现行的超低排放标准要求氮氧化物排放值小于50mg/m3,未进行超低排放的锅炉则为100m g/m3 ,具体如下文所述。
关于发电厂污染物排放控制要求：1、2016年9月19日前环境影响评价文件己通过审批的燃煤锅炉，2016年12月31 H前环境影响评价文件己通过审批的燃油锅炉和以油为燃料的燃气轮机组、燃气锅炉和以气体为燃料的燃气轮机组以及其他燃料锅炉，自木标准实施之日起至2019年12月31日止，执行表1中的排放浓度限值。
2、2016年9月20日起至本标准实施之日前环境影响评价文件通过审批的燃煤锅炉，2017年1月1日起至木标准实施之日前环境影响评价文件通过审批的燃油锅炉和以油为燃料的燃气轮机组、燃气锅炉和以气体为燃料的燃气轮机组以及其他燃料锅炉，新建锅炉或燃气轮机组，自木标准实施之日起执行表2中的排放浓度限值3、2020年1月1日起，所有锅炉或燃气轮机组执行表2中的排放浓度限值。
三、运行中哪些情况会造成氮氧化物超标？1、煤质变化，未及时调整配风；2、氨区压力突降，未及时发现并处理；3、制粉系统切换，调整不当；4、给煤机断煤，进入炉内风量过大；5、监视不到位，脱硫出口氮氧化物增大未及时发现和调整；6、误操作，导致锅炉风量突然增大，氮氧化物生成量上升；7、机组突甩负荷，造成炉内燃烧恶化，未及时调整喷氨量。
通过优化运行调整降低燃煤机组启停过程中氮氧化物超标排放摘要：在发电市场竞争压力的要求下，机组承担启停机调峰的任务逐步增加，但受现有污染物治理工艺和技术的限制原因，机组启停过程中，烟气温度低脱硝设施无法正常工作，无法达到限制氮氧化物排放的目的。
本文探讨了通过优化运行调整措施，从烟气系统、汽水系统、机组启停期间辅机运行方式安排、关键操作时间点衔接要求等环节技术攻关，有效降低了机组启停期间氮氧化物超标排放。
关键词：启停机脱硝超标排放运行调整1、引言氮氧化物是火力发电厂锅炉排放的大气污染物之一。
我公司投入了大量资金完成了超低排放改造，有效去除了燃煤燃烧过程中的污染物，各机组正常运行中全部达到超低排放标准。
但由于受现有污染物治理工艺和技术的限制，机组启停过程中，当烟气温度低时，脱硝设施无法正常工作，也就无法达到限制氮氧化物排放的目的。
面对日益严峻的发电市场形势与发电市场竞争压力的要求下，在当前电力市场逐步由计划市场向现货市场过渡的情况下，机组承担深度调峰、启停调峰的任务将逐步增加，机组启停的次数会大幅上升，如对启停机期间氮氧化物排放超标问题不够重视，将严重影响公司盈利能力，并产生环保压力。
2、设备概述我公司5、6号机组锅炉为上海锅炉厂设计制造的SG－1025/17.47－M881型锅炉为亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉，锅炉设计燃用煤种为烟煤，锅炉脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR, Selective Catalytic Reduction）脱硝技术进行设计、制造，脱硝剂为液氨。
SCR 脱硝技术原理是将还原剂（稀释过的氨NH3）喷入锅炉尾部烟道中，并与烟气充分混合，在适当的温度和催化剂作用下，氨气与氮氧化物反应生成空气中天然含有的氮气(N2)和水蒸汽(H2O)。
由于SCR催化剂的工作温度范围有一定的要求，温度过高（＞450℃）时催化剂会加速老化，但当温度在300℃左右时会发生另一副反应2SO2+O2→2SO3NH3+H2O+SO3→NH4HSO4即生成氨盐，该物质粘性大，易粘结在催化剂和锅炉尾部的受热面上，影响锅炉安全运行。
锅炉喷氨调平结果不能长期维持的原因分析及对策某单位2号炉在3年内多次出现空预器硫酸氢铵堵塞烟气侧差压突升情况，先后组织了4次喷氨调平试验，此种情况在多台机组上出现，且非常普遍;为分析原因，本文重点进行了系统分析和现场摸底，基本确定了出现此种状况的原因，并提出了相应对策，为脱硝系统安全经济运行和有效预防空预器硫酸氢铵堵塞积累了经验.。
关键词：喷氨调平空预器火电厂堵塞硫酸氢铵国家环保形势异常严峻，火力发电厂作为重要排放大户，理所当然的作为重要的治理对象，经过近几年的努力，火电厂逐步实施了超低排放改造，氮氧化物和二氧化硫排放浓度均低于50mg/m3运行，给国家环保工作做出了突出贡献;但同时也给火电厂锅炉运行带来了一些新的问题，尤其突出的就是空预器发生硫酸氢铵堵塞问题严重，严重者因风机出力不足出现机组限制出力问题，应对空预器发生硫酸氢铵堵塞问题，脱硝喷氨调平试验是有效手段之一，本文以某单位1号机组为研究对象，重点研究脱硝喷氨调平试验试验结果维持周期问题，并针对性提出改进和保持调平效果建议.。
1 设备概况某单位2号锅炉燃用烟煤，烟气脱硝采用SCR工艺，脱硝装置按照入口NOx 浓度400mg/Nm3（干基，标态，6%O2）、出口低于50mg/Nm3（干基，标态，6%O2）进行系统设计.。
SCR按“2+1”模式布置催化剂，设1台SCR反应器.。
在设计煤种、锅炉最大连续出力工况（BMCR）、处理100%烟气量、2层催化剂条件下脱硝效率不小于75%.。
2 问题提出某单位2号炉因A、B空预器烟气侧差压上升较快，在7d之内机组75%负荷时A、B空预器烟气侧差压上升了500Pa，现场技术人员经过系统分析，认为是喷氨均匀性出了问题[2]，故联系专业技术服务单位进行喷氨调平试验;通过对脱硝系统喷氨装置进行优化调整试验，改善脱硝系统出口的NOx浓度偏差，减少氨逃逸和氨耗量，减轻空预器堵塞和尾部烟道腐蚀，提高机组运行的安全性、经济性.。
浅谈生物质锅炉NOX排放指标控制技术措施摘要：根据我国的生物质资源条件，利用农林剩余物作为锅炉燃料使用则具有环境友好、可以再生的特点，研究工业锅炉生物质燃烧技术，开发生物质燃料锅炉，对节约常规能源、优化我国能源结构，减轻环境污染有着积极意义。
由于本厂内燃料结构单一，配烧的湿树皮量多，而热值高的干燃料少，造成锅炉NO x指标偏高，调整困难，容易涉及环保排放事故。
为了控制NO x指标正常，予以运行人员调整操作技术指导，杜绝环保事故的发生，针对NO x指标控制制定本技术措施。
1原因分析湛江生物质发电有限公司单机容量大（2×50MW）。
HX220—9.8-IV1型号锅炉是高温高压、单汽包、汽水自然循环、平衡通风锅炉，露天布置；锅炉采用循环流化床燃烧技术；循环物料分离采用绝热式旋风分离器。
根据燃烧过程NO x生成机理分析，我公司NO x排放主要以燃料型NO x为主，为寻找我公司NO x波动大和低N燃烧技术未充分发挥作用的原因，对一段时间我公司NO x排放与氧量的关系进行了统计，如图1所示。
为排出其他因素的干扰，排出了统计期内由于堵料等原因造成左右侧氧量偏差的数据，图1所示数据均为左右侧氧量偏差小于1时氧量与NO x排放浓度的对应关系。
由图1可知，当氧量升高时，NO x排放浓度随之升高，此时，NO x生产量主要决定于氧量。
当氧量升高到一定程度时（约5%），氧量继续升高，NO x浓度变化不大，此时NO x生成量主要决定于入炉燃料中N元素总量。
为了寻找堵料时左右氧量偏差大时对NO x排放的影响，对一段时间内左右侧氧量偏差与NO x排放量关系进行了统计，如图2所示，由统计期数据显示，当左右侧氧量偏差大于1.5时，NO x排放浓度基本都在200mg/m3以上，当左右侧氧量偏差小于1时，NO x排放浓度基本都在200mg/m3以下。
说明堵料也是影响NO x排放浓度高的关键原因。
根据以上分析，我公司NO x排放浓度高的主要原因如下：a.一次风量过大，导致密相区始终为氧化性气氛，燃料着火时N元素被氧化为NO后，NO又立即被氧化为NO2，无法保证密相区的还原性气氛，造成设计的低N燃烧技术无法发挥作用。
火电厂氮氧化物排放实现排放标准50%限值控制研究作者：霍武军来源：《科学与财富》2017年第09期摘要：本文通过对脱硝执行NOx排放浓度值低于国家规定的污染物排放标准50%的限值的控制措施进行探讨研究，创造了“W”型火焰锅炉执行NOx浓度按排放标准50%限值控制的成功案例，大大减少了NOx排放量，大幅度降低了NOx排污费。
关键词：脱硝；排放标准；50%限值；控制措施1、前言及项目背景随着社会日益对环保的严要求、高标准，某火电厂三台机组脱硝N0x浓度排放已实现“GB13223-2011”小于200mg/Nm3的标准。
为了进一步降低脱硝出口NOx浓度的排放，争取到湘发改价费[2015]306号文《关于调整排污费征收标准等有关问题的通知》中规定关于企业污染物排放浓度值低于国家或省规定的污染物排放限值50%以上的，减半征收排污费的优惠政策，减轻企业经营压力，环保相关技术人员决定进行控制措施探讨与研究，然而对于“W”火焰炉要执行出口NOx排放浓度50%限值控制，确实存在很大困难，尤其3号机组低氮没有改造，入口NOx浓度在500-1500 mg/Nm3的大幅度波动范围，这无疑是难上加难！于是从2016年5月份开始，企业组织专业技术人员进行初步试验和运行数据的收集，前后对比分析认为：50%限值的排放标准控制，在当前不进行设备技术改造的前提下，经采取一定的管理举措，很有可能会实现，但在控制过程中不能采取简单的“多喷点氨”的办法，需要从实现这一目标不导致氨逃逸超标，不导致空气预热器堵塞，不影响催化剂的使用寿命等多方面来考虑应对措施，也是本项目需解决的关键问题所在。
2、机组概况及管理创新举措2.1、机组概况某火电厂装机容量为180万千瓦（1、2、3号机组），其中1、2号机组为60万千瓦亚临界机组，于2006年9月投产发电；3号机组为60万千瓦超临界机组，于2009年7月投入运行。
一期2×600MW机组是东方锅炉厂生产的亚临界压力、中间一次再热、自然循环的DG2030/17.6-Ⅱ3型锅炉，锅炉双拱单炉膛、燃烧器布置于炉膛前后拱上、燃烧器出口煤粉组成“w”型火焰的燃烧方式，制粉系统采用正压直吹式制粉系统，配有进行改造过的低氮燃烧器；3号机组为600MW燃煤发电机组，锅炉为北京B&W公司生产的超临界参数、一次中间再热、平衡通风、露天布置的Ⅱ型锅炉，锅炉采用正压直吹制粉系统，“W”火焰燃烧方式，并配置浓缩型EI-XCL低NOx双调风旋流燃烧器。
