灞桥热电厂宽负荷脱硝改造技术方案的选择和实施效果

SNCR脱硝技术方案最终SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction，选择性非催化还原）脱硝技术是一种常用于燃煤电厂和工业锅炉等大型燃烧装置的脱硝方法。

它通过注入氨水或尿素溶液，使其与烟道气中的氮氧化物（NOx）发生氨还原反应，将其转化为气态氮和水，在减少NOx排放的同时保证燃烧过程的效能。

1.脱硝效率：提高脱硝效率是实施SNCR脱硝技术方案的首要目标。

脱硝效率受到很多因素的影响，如烟气温度、氨气与NOx的摩尔比、反应时间等。

在设计方案时，应确保脱硝效率能够符合环保法规的要求，并在实际运行中进行监测和调整。

2.氨水添加系统：实施SNCR脱硝技术方案需要一个稳定可靠的氨水添加系统。

该系统应能根据烟气中NOx的浓度和温度变化自动调节氨水的添加量，以实现最佳的脱硝效果。

此外，还需要考虑氨水的储存、输送和注入设备，以确保系统的稳定运行。

3.控制系统：SNCR脱硝技术方案的实施需要一个完善的控制系统来监测和控制氨水添加系统、烟气温度等参数的运行。

该控制系统应能实时采集数据，并根据设定的脱硝效率要求自动调整相关参数。

此外，还需要考虑与原有控制系统的接口，以实现脱硝技术与整个燃烧系统的协同运行。

4.运维管理：SNCR脱硝技术方案的长期有效运行需要一个科学合理的运维管理体系。

运维团队应定期对系统进行巡检、维护和保养，并及时清洗和更换关键设备。

此外，还需要开展培训和知识传递，确保运维人员具备足够的专业知识和技能。

5.经济可行性：实施SNCR脱硝技术方案需要投入一定的资金和人力资源。

在设计方案时，应综合考虑各项成本，并与预期的脱硝效果进行对比。

同时，还需要评估技术的长期运维和维护成本，以确保SNCR脱硝技术方案的经济可行性。

总之，实施SNCR脱硝技术方案需要充分考虑脱硝效率、氨水添加系统、控制系统、运维管理和经济可行性等关键因素。

通过科学合理的设计和运维管理，可以有效降低燃煤电厂和工业锅炉等大型燃烧装置的NOx排放，减少对大气环境的污染。

scr脱硝技术节能技术措施SCR脱硝技术是一种用于燃煤电厂和工业锅炉等燃烧设备中降低氮氧化物排放的先进技术。

它通过在烟气中注入氨水和催化剂，将氮氧化物转化为氮气和水蒸气，从而达到脱硝的目的。

SCR脱硝技术不仅能有效降低氮氧化物的排放浓度，还具有节能的特点。

SCR脱硝技术的节能技术措施主要包括以下几个方面：1. 充分利用余热：在SCR脱硝过程中，注入的氨水需要提前加热到一定温度才能发挥催化作用。

而烟气中含有大量的余热，通过合理设计脱硝装置，可以利用余热对氨水进行加热，减少外部能源的消耗，从而达到节能的目的。

2. 优化催化剂设计：SCR催化剂是SCR脱硝技术的核心部分，催化剂的性能和设计对脱硝效率和能耗有直接影响。

通过优化催化剂的成分、结构和形状等参数，可以提高催化剂的活性和稳定性，降低脱硝过程中的能耗。

3. 控制氨气的使用量：在SCR脱硝过程中，氨水中的氨气是催化剂发挥作用的关键。

合理控制氨气的使用量，可以减少氨气的浪费和排放，降低能源消耗。

4. 优化脱硝装置的运行参数：SCR脱硝装置的运行参数的优化也是节能的重要措施。

通过合理调整烟气温度、氨水的注入量和催化剂的分布等参数，可以提高脱硝效率，降低能耗。

5. 维护和清洗催化剂：催化剂在使用一段时间后会受到积灰和硫化物等污染物的影响，降低催化剂的活性。

定期对催化剂进行维护和清洗，可以恢复催化剂的活性，提高脱硝效率，减少能源的消耗。

6. 系统运行优化：SCR脱硝技术需要配合其他设备一起运行，如除尘设备、脱硫设备等。

通过对整体系统的运行进行优化，可以降低系统的能耗，提高整体的节能效果。

SCR脱硝技术作为一种先进的脱硝技术，具有较高的脱硝效率和较低的能耗。

通过合理的节能技术措施，可以进一步提高脱硝技术的节能效果，减少能源消耗，降低对环境的影响。

在未来的发展中，我们还应该不断探索和研究，进一步提高SCR脱硝技术的节能效果，为建设清洁、低碳的能源体系做出贡献。

大唐陕西发电有限公司灞桥热电厂1、2号机组超低排放脱硫、脱硝提效改造工程初步设计审查会会议纪要会议时间：2015年05月21日地点：大唐陕西公司13层会议室参加：见签到表附件2015 年05 月21日，大唐陕西公司组织大唐陕西发电有限公司灞桥热电厂（简称“业主”）、大唐科技产业集团有限公司（简称“大唐科技”）召开大唐陕西发电有限公司灞桥热电厂1、2号机组超低排放脱硫、脱硝提效改造工程初步设计审查会议，参会人员就初步设计方案进行了讨论，并形成以下会议纪要：一、脱硫部分1、工艺部分：1）引风机出口挡板仅1号机组需要更换，灞桥己在2014年完成2号机组联合风机出口挡板门的更换；2）在除雾器采购招标文件中吸收塔出口烟气中的液滴含量按不大于20mg/Nm3进行要求；3）新增浆液循环泵的布置要与MGGH的附属设备配套设计，留出联合风机的检修通道；4）大唐科技与搅拌器供货方联系，核实脱硫装置长期备用状态下四个吸收塔搅拌器是否满足要求，是否有必要加装上层搅拌器；5）大唐科技尽快提供给业主MGGH辅助蒸汽的耗量及参数，用以选择辅汽系统接入点；6）大唐科技需考虑#1、#2单元制对MGGH除盐水补水的稳定运行的影响，对单元制（一用一备，一台机组两台泵）与母管制（一台机组一台泵，出口用母管连接）两方案进行比较，选择最优方案；7）脱硫装置的进出口烟道应通过优化设计、合理布置，做到阻力最低；8）MGGH厂家需进一步完善设计，并向大唐科技及业主提供换热计算书及阻力计算书，必须满足招标文件要求的烟气量、温度和阻力条件，并按规定预留堵管余量；9）由于本工程工期较短，MGGH订货正常招标无法满足工程的进度要求，需要提前采购MGGH。

经双方讨论，如满足第8）条，MGGH选用沃斯坦公司产品。

10）为保证质量和工期，经双方讨论，除雾器在国内同类电厂应用业绩较好的国电清新、蒙特斯及苏境三家公司中选取。

大唐科技需尽快开展工作，经过技术经济比较，推荐一家产品供业主确认。

电厂烟气脱硝技术优化设计烟气脱硝技术优化设计是保证与维持火力发电厂稳定运行、安全生产的重要、核心工程技术之一。

为了加强火力发电厂的综合经济实力与核心竞争力，有关技术管理人员应当不断研究烟气脱硝技术中的问题，并进行烟气脱硝技术科技研发与创新，从而为电厂实现可持续发展提供帮助与动力。

下文中，本人将从现实工作经验出发进行总结和分析，阐述国内电厂烟气脱硝技术的应用概况、性能与作用，并针对电厂烟气脱硝技术的优化设计提出几点个人看法与建议。

标签：火力发电厂；烟气脱硝技术；选择性催化还原法SCR；高尘低尘段布置随着我国市场经济发展水平的不断增长和提高，火力发电厂需要积极转变经营管理模式，加强技术改革创新力度，提高自身的运营能力和建设水平，满足城市日益提高的供电需求。

在看到城市现代化发展进程加速、城市居民生活条件持续提高的同时，电厂在长期发展规划中应当注意加强对环保节能、绿色清洁的能源应用与技术研发，降低火力发电厂在运行过程中对自然生态环境的破坏和污染程度，为人类社会发展与自然环境保护之间的和谐共存提供有力支持。

1 选择性催化还原法（SCR）脱硝技术概论选择性催化还原法（SCR）脱硝技术是被广泛应用于火力发电厂烟气脱硝中的技术方法，根据催化剂设备仪器的架设高度不同，被划分为两种形式分别是：高尘段布置设计与低尘段布置设计。

其中前者的技术应用特点是烟气热能量温度数值高，对催化剂反应性能有加速、提效作用，并且该布置方法的资金成本投入少、运行维护支出费用经济合理，于是被火力发电厂普遍选择适用。

后者与前者不同，其工作原理和效用与前者的明显区别是减少了的烟气中的飞尘含量，但是因为运行原理、设备操作流程、系统构建过程繁琐复杂，维持运行的资金成本投入高、后续维护管理费用也较高，因而在应用范围上不及前者。

选择性催化还原法脱硝技术由多道反映流程组合构成，其中温度的数值范围设定能够对脱硝催化剂发生最直接的影响作用，并从一定程度上决定到了烟气脱硝技术的实施效果。

火力发电厂宽负荷脱硝方案探讨发布时间：2022-06-21T08:37:37.629Z 来源：《中国电业与能源》2022年4期作者：陈宇驰[导读] 为减少火力发电厂锅炉运行中氮氧化物的排放，满足国家的环保要求，陈宇驰京能十堰热电有限公司湖北十堰 442000摘要：为减少火力发电厂锅炉运行中氮氧化物的排放，满足国家的环保要求，锅炉脱硝装置在运行的各负荷下均需投运，以减少烟气中氮氧化物的排放量达标。

文章主要基于现阶段国内主要用于脱硝宽负荷脱硝方案进行探讨。

关键词：火电厂、锅炉、脱硝、负荷为保证火电厂锅炉脱硝效率和设备的安全可靠运行，脱硝催化剂的投如对催化剂进口烟温有一定的要求，通常要求脱硝进口烟温不低于300℃。

在（超）低负荷工况下，脱硝装置进口烟气温度可能会低于300℃，为达到环保要求，需对锅炉进行宽负荷脱硝改造，主要方法有：省煤器分级、零号高加、烟气旁路、省煤器水旁路、蒸汽换热器、复合热水再循环等。

1）省煤器分级布置方案将省煤器分为上、下两级，SCR反应器布置在上、下级省煤器之间。

部分省煤器受热面布置在脱硝催化剂后的烟道中，脱硝装置前布置了比原设计相对较少的省煤器面积，从高负荷到低负荷，进入脱硝装置的温度都有一定幅度的提高，通过合理的选择省煤器面积，可以使宽负荷的温度都在脱硝投入要求范围内。

移至脱硝催化剂后的省煤器可以继续降低排出的烟气温度，从而保证空预器出口烟温不抬高，锅炉效率不会降低。

图1锅炉脱硝省煤器分级布置方案本方案兼顾了提温效果和安全可靠性，并且不需额外控制调节，也不影响锅炉效率，低负荷条件下经济性较好，但投资相对较大，一次汽阻力略增加。

2）烟气旁路方案设置旁路烟道将省煤器上游的烟气引入到省煤器进口（即SCR脱硝反应器进口），以提高低负荷下SCR脱硝反应器进口烟气温度的一种旁路烟道系统。

锅炉在低负荷运行时，从省煤器上游抽取烟气，通过烟气旁路在省煤器口处与主路烟气混合，从而提高SCR脱硝反应器的进口烟气温度。

SNCR脱硝技术方案SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）是一种选择性非催化还原脱硝技术，用于降低燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）的排放。

它是一种相对经济和有效的脱硝方法，广泛应用于燃煤锅炉、电厂和工业烟气排放等领域。

SNCR脱硝技术的基本原理是在燃烧过程中，通过向燃烧室或烟气道喷射一种或多种适当的还原剂，如氨水、尿素溶液等，使其与燃烧产物中的NOx发生反应生成氮气和水。

SNCR脱硝技术的优点在于不需要使用昂贵的催化剂，操作简单、成本低，但其脱硝效率相对较低，通常在30%~70%之间。

1.确定最佳喷射位置：喷射位置的选择是关键的一步。

通常在燃烧室出口、过热器顶部和脱硝催化剂之前是合适的喷射位置。

通过调整喷射位置可以达到最佳脱硝效果。

2.确定还原剂投入量：还原剂的投入量也是决定脱硝效率的重要因素。

适当的投入量可以使还原剂与NOx充分反应，但过量投入可能会产生副产品，如氨逃逸。

投入量可以通过实验室试验和现场测试得出。

3.确定喷射时间：喷射时间的控制也是关键的一步。

通常根据燃烧过程中的NOx生成特征，选择合适的喷射时间。

一般在燃烧室温度较高的区域喷射，确保还原剂与NOx充分接触并发生反应。

4.确定温度和浓度范围：最适宜的还原剂浓度和温度范围取决于燃料种类、燃烧设备类型等因素。

一般来说，在1400℃~1600℃的温度下，5%~12%的氨浓度是有效脱硝的范围。

5.监测和调整：在实际运行中，需要不断监测脱硝效果和排放水平，并根据监测结果进行调整。

可以通过在线氮氧化物分析仪监测排放浓度，并根据结果调整还原剂投入量等参数。

总之，SNCR脱硝技术是一种经济有效的脱硝方法，在工业排放和燃煤锅炉等领域得到广泛应用。

通过合理的喷射位置、还原剂投入量、喷射时间和温度浓度范围的选择，可以实现较低的NOx排放水平。

摘要：针对某300 MW火电机组原脱硝自动无法正常投入的情况，分析了控制策略存在的问题，并根据脱硝系统的动态特性和运行状况，提出了基于智能并行前馈控制的变参数串级控制优化方案，以克服脱硝系统固有的迟滞性和大惯性，提高脱硝自动控制的工况适应能力。

优化后的脱硝控制系统，在变负荷工况和稳态工况下均取得了良好的控制品质，有效解决了NO x大滞后对象的实时控制难题，提高了机组运行的安全经济性，可为其他火电机组的脱硝控制优化提供有益的借鉴。

关键词：火电机组；脱硝控制优化；变负荷工况0 引言氮氧化物（NOx）污染是大气污染的主要来源之一，而燃煤电厂则是NO x排放大户，目前超低排放已成为燃煤电厂的“底线”指标。

关于如何提高脱硝系统的可用性，以往比较关注脱硝系统的设备构造、反应原理、运行操作方式等方面，随着计算机技术和自动控制理论的发展，脱硝自动控制策略的优化越来越引起业内专家的广泛关注。

如果脱硝自动无法正常投入，将对机组安全经济运行产生严重影响：（1）NO x波动大，甚至经常超标。

为避免超标，不得不将NO x设定值置于较低水平，从而增加了液氨或尿素溶液等脱硝还原剂的消耗量，增加电厂运营成本。

（2）脱硝自动的调节性能差容易导致脱硝还原剂的过量加入，从而导致氨逃逸较高，过量的氨与烟气中的硫化物反应生成硫酸氢铵，会堵塞空预器，危及下游设备安全经济运行。

（3）为避免环保考核，往往需要专门安排运行人员调节脱硝控制，既增加运行工作量，又会制约机组变负荷能力，容易引起电网“两个细则”考核及环保考核。

当前，为响应国家“双碳”目标的要求，越来越多的火电机组开展了灵活性改造，机组调峰深度需要达到20%额定负荷甚至更低，以充分发挥火电机组调峰调频的灵活性和对电网的基础支撑作用。

脱硝自动控制在宽负荷工况能够取得良好的投入效果，既是保证脱硝环保参数达标的前提，也是机组参与深度调峰和空预器长周期安全运行的保障。

某300 MW火电机组，采用选择性非催化还原法脱硝工艺，脱硝还原剂为尿素溶液。

火电厂脱硝环保系统改造及优化分析随着我国科学技术不断发展，人们生活水平得到很大提高，人们开始高度注重环保问题，一些城市环境问题已经严重对人们的生活造成影响，为促使电厂可以在符合国家环境控制标准的情况下运行，在实际发电过程中要对脱硫脱硝设备进行相应的改造，达到环保标准，本文结合相关经验，探讨火电厂脱硫脱硝环保设备的改造方式，并进行改造后设备控制优化的分析，以此作为火电厂脱硫脱硝处理的理论依据，提升环保质量。

标签：火电厂脱销环保改造优化0引言随着我国科学技术不断发展，环境污染问题是我国首要面临的问题之一，部分城市环境问题已经影响到人们正常生活，国家相继下发法律文件，力求将环境问题解决。

发电集团为达到国家环境控制标准，将脱硫烟道旁路进行封堵，并进行脱硫脱硝设备改造，提升环保质量。

本文主要分析火电厂机组脱硫脱硝环保设备改造方式，并对改造后的设备进行研究，并对机组环保设备制造行业发展方向进行探索。

1脱硝环保系统存在的问题分析本文以我国某电厂某一机组为例对脱销环保系统存在问题进行分析，发现其存在以下问题。

（1）烟气连续检测系统（CEMS）测量不准确且频繁故障某机组CEMS系统采用的是抽取法检测，其“L”型采样抽取管道过长，造成近1min测量的延迟;脱硝装置区域烟尘浓度较高，最大高于20000mg/m3，有滤尘器进行过滤，烟尘浓度大，容易滤尘器堵塞，滤尘器堵塞会使测量值偏低延迟加大，清理滤尘器过程中会造成测量中断;脱硝装置区域除了烟尘浓度高，还存在高流速颗粒物，对检测探头的冲刷打磨非常严重;现有的抽取法仪器使用普通特氟龙管线不能适用260℃以上高温，脱硝装置区域烟气温度高，大于40℃，会变形或加速老化;脱硝后烟气含逃逸氨，在低于280℃时会产生铵盐结晶，进而堵塞管线。

（2）喷氨调节阀流量特性差某机组脱硝系统在运行过程中，喷氨流量经常大幅波动，调节阀线性恶化，调节阀动作频繁，经常在完全关闭和打开之间反复波动，造成整个系统振荡，出口氮氧化物浓度超标。

热力脱硝技改项目可行性研究报告1. 引言1.1 背景热力脱硝技术是一种常用的工业废气治理技术，其能有效减少大气污染物排放，对于提高空气质量和保护环境具有重要意义。

随着对环保要求的不断提高，热力脱硝技术在工业领域得到了广泛应用。

1.2 目的本可行性研究报告旨在评估热力脱硝技改项目的可行性，为项目决策提供参考，并对项目实施的关键环节进行分析和探讨。

2. 研究内容2.1 技术原理热力脱硝技术是利用高温下反应剂与废气中的氮氧化物发生化学反应，通过还原氮化物达到脱硝效果。

具体操作过程包括反应剂的输送、与废气的混合和反应、脱硝产物的分离和处理等步骤。

2.2 技术改造方案根据现有设备和工艺的情况，本项目拟采用XX技术改造方案。

改造包括对反应器的重大改进、增设反应剂输送装置、优化反应控制系统等。

该方案具有可行性和经济性，并且能够满足环保排放标准。

2.3 技术优势与传统的脱硝技术相比，热力脱硝技术具有以下优势：•高效能：热力脱硝技术能够在较短的时间内达到高效率的脱硝效果。

•低耗能：相比其他脱硝技术，热力脱硝技术的能耗较低，能够节约能源成本。

•无二次污染：热力脱硝过程中，在合适的反应条件下，能够将氮氧化物转化为无害的氮气，无二次污染问题。

3. 技术经济分析3.1 技术投资本项目的技术投资主要包括改造设备的购置、安装和调试费用，以及工程设计费用等。

根据初步估算，该项技术投资约为XXX万元。

3.2 经济效益热力脱硝技术改造后，废气排放中的氮氧化物得到有效去除，符合环保要求，避免了可能的环境罚款和企业信誉风险。

另外，由于节约能源成本，还能带来一定程度的经济效益。

经过详细的经济分析计算，预计该项目的投资回收期为X年，并能够实现可观的年均净利润。

4. 环境影响评价针对热力脱硝技改项目，进行环境影响评价是必要的。

主要包括对废气排放的影响、反应剂和废硫酸的安全处置等方面的评估。

根据评估结果，采取相应的环保措施来降低环境污染风险，确保项目的可持续发展。

火电机组宽负荷脱硝改造研究发表时间：2018-08-17T09:53:01.137Z 来源：《电力设备》2018年第15期作者：逯宝宏[导读] 摘要：国内绝大部分火电机组已完成了或正在实施超低排放改造，但是在启停机及负荷低于50%BMCR工况运行期间，因烟温低于SCR装置最佳反应温度的下限值，在此期间需解列脱硝系统，造成氮氧化物排放超标。

（中电建甘肃能源崇信发电有限责任公司甘肃省平凉市崇信县 744200）摘要：国内绝大部分火电机组已完成了或正在实施超低排放改造，但是在启停机及负荷低于50%BMCR工况运行期间，因烟温低于SCR 装置最佳反应温度的下限值，在此期间需解列脱硝系统，造成氮氧化物排放超标。

本文对实施火电机组宽负荷脱硝改造的必要性及可行性进行了研究。

关键词：火电机组；宽负荷；脱硝一、前言党的十八大以来，党中央把生态文明建设作为统筹推进“五位一体”总体布局和协调推进“四个全面”战略布局的重要内容，我国成为全球生态文明建设的重要参与者、贡献者、引领者，美丽中国建设迈出了重要步伐。

为有效控制火电厂大气污染物排放，我国采取了发展清洁发电技术，降低发电煤耗，淘汰落后产能，强化节能减排，关停小火电机组，推进电力工业结构调整等一系列重要措施，并取得了显著成效。

目前，绝大部分火电机组已完成了或正在实施超低排放改造，改造后在正常运行中氮氧化物的排放浓度小于50毫克/立方米。

但是，国内绝大部分火电机组采用的是选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，通常SCR装置的最佳反应温度范围为320℃~420℃，在启停机及低负荷运行期间，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求，因此，在此期间需解列脱硝系统，造成氮氧化物排放超标。

为促进新能源消纳，国家大力推动火电机组实施深度调峰改造，随着资源系统转型发展，煤电的未来发展将从单纯保障电量供应，向更好地保障电力供应、提供辅助服务并重转变，为清洁能源发展腾空间、搞服务，尤其是新能源富集区，火电机组在30%~50%负荷区间运行将成为新常态，在此工况下，尾部烟道的烟温将大幅降低，存在不满足SCR装置对温度的要求，NOX排放超标的可能，因此，实施宽负荷脱硝改造是必要的。