SCR烟气脱硝系统优化及氨逃逸控制策略分析
电站燃煤锅炉SCR烟气脱硝喷氨优化控制分析
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。
烟气脱硝运行氨逃逸监测与控制技术
烟气脱硝运行氨逃逸监测与控制技术NOx超低排放除考虑整体技术路线外，SCR提效还需虑虑化化剂更改、AIG混氨系统、低负荷投运及喷氨控考催制系统等多项改造。
一、NOx超低排放技术路线备注：优先采用1NB+SCR/C-SNCR,1NB与SCR技术上无法满足要求时，再考虑F-SNCR脱硝反应NH3/N0摩尔比备注：单位NOx减排,SNCR的的氨耗约为SCR的3-5倍,建设投资与运行费用需综合比较，选择技术可靠，经济最正确路线超低排放运行氨逃逸难题NOX超低排放运行特点：脱硝效率高达92%,每兆瓦催化剂体积由0.7m3提至1InI3,氨逃逸控加大NHNO摩尔比分布CV需由5%降至3-4%NOx排放允许波动范围减小到±10-15mg∕m3S02/S03转化率由0.7-1.0%增加到1.5%,加剧空预器ABS 堵塞NOXX达标容易，氨逃逸和ABS控制难！烟气脱硝催化反应问题脱硝反应核心是催化剂的催化能力，通常用活性K和反应器潜能P表征，实际脱硝性能影响因素：催化剂因物理堵塞或化学中毒活性降低，大马拉大车催化反应烟气条件或运行操作不合理，好马配好鞍氨逃逸问题解决方法10年研究建设了现场测试和实验室催化剂中试系统：做好氨逃逸监控和喷氨运行控制做好催化剂寿命评估和脱硝提效管理二、脱硝运行控氨一一氨监控与优化1、氨监控与喷氨优化减小氨逃逸1）脱硝效率法氨逃逸监控：针对入口NOx浓度和脱硝效率，用脱能P立以硝反应器潜能实时预测氨逃逸，建效率与氨逃逸运行指导卡片，最***全脱硝效率为上限，替代NH3-CEMS仪表监控氨逃逸，最***全脱硝效率为上限，替代NH3-CEMS仪表监控氨逃逸，tt提高氨逃逸的监测可靠性，防止喷氨过量造成整体氨逃逸过大。
2）喷氨模糊控制：模糊算法实时预测入口NOx与烟气量，提高喷氨的AGC跟随性和稳定性减小NO排放波动到10-15/高喷氨的AGC跟随性和稳定性，减小NOx排放波动到10-15mg∕m3 3）喷氨AIG优化：氨喷射混合系统改造；当烟囱与反应器出口NO偏差大于20-30/∏NoX偏差大于20-30mg∕m3,调整AIG 各支管氨分配，改善NH3/N0分布，控制SCR反应器出口NOx-CV 降低到15-20%,消除局部氨逃逸峰值!2、脱硝反应器提效一一从根本上提高脱硝反应能力减小入口NOx浓度催化剂增加、更换、再生1）低氮燃烧优化：通过准确检测一次风量或者改善配风比例，降低炉内NOX浓度20-30%,提高脱硝效率约5%,兼顾炉效找出平衡NoX浓度减少氨耗；改善SCR入口NOx分布，为NH3∕N0x 均匀分布创造条件2）催化剂层增加、再生、更换提效：现场宏观反应器潜能+实验室各层催化剂活性相结合，开展宏观性能评估和寿命预测，制订脱硝提效策略。
SCR烟气脱硝喷氨自动控制分析及优化
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。
SCR脱硝技术氨逃逸率高的原因及治理
SCR脱硝技术氨逃逸率高的原因及治理1概述潮州发电厂2号锅炉型号HG-1900/25.4-YM4，是哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三井巴布科克能源公司（MB）的锅炉技术，进行设计、制造的。
锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生（Benson）直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置。
锅炉为露天布置。
锅炉设计煤种为神府东胜烟煤，校核煤种为山西晋北烟煤。
锅炉燃烧器采用30只低氮氧化物轴向旋流燃烧器（LNASB）前后墙布置、对冲燃烧，配有6台HP963中速磨直吹式制粉系统，B-MCR工况下5台运行，一台备用。
锅炉以最大连续负荷（即BMCR工况）为设计参数，在机组电负荷为661.9MW时锅炉的最大连续蒸发量为1900t/h。
#2锅炉脱硝SCR采用垂直烟道三层设计，脱硝SCR前的取样测点安装在省煤器后喷氨格栅前的垂直烟道，烟道截面积14500*3000mm，水平安装单点氮氧化物、O2测量取样探头；脱硝SCR后的取样测点安装在SCR反应区后空预器前水平烟道，烟道截面积为12550*3500mm，垂直安装单点氮氧化物、O2测量取样探头，单路烟气取样探头直接插入烟道内长度1500mm。
2氨逃逸率高的危害在SCR烟气脱硝工艺中，氨逃逸率的控制至关重要。
因为如果控制不好，不仅使脱硝成本增加，而且机组安全运行也受到威胁。
其危害性主要表现在以下几方面：（1）锅炉尾部烟道及空气预热器换热面腐蚀积灰堵塞。
（2）由于两台空预器堵塞后阻力不同，造成低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压大幅波动，危机机组安全运行;同时由于空预器的堵塞不均匀，引起一、二次风压和炉膛负压周期性波动严重时可能由于空预器堵塞机组被迫停运检修。
（3）催化剂中毒。
在SCR脱硝工艺中，尽管二氧化硫氧化成三氧化硫的转化率较低，二氧化硫在SCR催化剂表面还是有可能氧化成三氧化硫，在较低温度下三氧化硫与氨气结合成的硫酸氢铵或硫酸铵附着在催化剂表面，催化剂反应性能下降。
SCR脱硝技术氨散逸率高的原因及治理
SCR脱硝技术氨散逸率高的原因及治理1. 氨散逸率高的原因氨散逸率指的是在SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原）脱硝技术中，氨气未被完全转化为氮气的比例。
如果氨散逸率过高，会导致环境污染和脱硝效率下降。
以下是导致氨散逸率高的主要原因：1.1 催化剂性能问题SCR催化剂的性能对脱硝效率和氨散逸率有重要影响。
如果催化剂的活性低或已经老化，会导致氨在催化剂上的转化效率下降，进而增加氨散逸率。
1.2 进料氨气浓度过高如果进入SCR反应器的氨气浓度过高，超过催化剂的处理能力，就会导致部分氨气无法被催化剂转化，从而增加氨散逸率。
1.3 反应温度过高SCR反应温度过高也会导致氨散逸率的增加。
在高温下，催化剂上的还原反应速率增加，但同时氨气的分解速率也会增加，导致氨气不能完全转化为氮气，从而增加了氨散逸的风险。
2. 氨散逸率高的治理为了降低SCR脱硝技术中的氨散逸率，以下是一些治理措施的建议：2.1 优化催化剂选择和性能选择适合的催化剂，并定期检测催化剂的性能和活性，确保其正常运行和高效转化氨气。
在催化剂老化或性能下降时进行更换。
2.2 控制进料氨气浓度控制进料氨气的浓度，确保不超过催化剂的处理能力。
可以通过合理的氨气混合比例或氨气稀释来实现。
2.3 控制反应温度严格控制SCR反应器的温度，避免过高的反应温度。
通过优化反应器的运行参数，确保在催化剂的适宜工作温度范围内进行脱硝反应。
2.4 提高氨气的均匀分布保证进入SCR反应器的氨气均匀分布，避免在反应过程中出现局部过量或不足的情况。
2.5 加装催化剂层和蓝剂层可以考虑在SCR反应器中加装催化剂层和蓝剂层，以提高氨气转化效率和降低氨散逸率。
结论针对SCR脱硝技术中氨散逸率高的问题，需要综合考虑催化剂性能、氨气浓度、反应温度等因素，并采取相应的治理措施。
通过优化催化剂的选择和性能、控制进料氨气浓度和反应温度、提高氨气的均匀分布等手段，可以有效地降低氨散逸率，提高SCR脱硝技术的脱硝效率和环保性能。
SNCR控制优化-提高脱硝效率和降低氨逃逸率
SNCR –用于垃圾焚烧厂的最佳脱硝技术简介近20年来，SNCR系统被广泛的应用于垃圾焚烧厂的烟气脱销处理。
自2000年以来，多数垃圾焚烧厂选择了应用SNCR 系统。
目前，在讨论如何进一步降低垃圾焚烧发电厂的污染排放的同时，也提出了更具挑战性的更低的NOx排放限值。
工艺过程的技术原理在选择性非催化还原（SNCR）的氮氧化物去除的过程中，还原剂是以水溶液状态（氨水，尿素）或气态的形式（氨气）喷射到热的烟气中。
以下为化学反应式：尿素 NH2CONH2+2NO+1/2O2=2N2+CO2+2H2O或氨水 4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O通过上述反应，最终形成氮气，水和二氧化碳。
依据烟气组分不同，可以有效的进行脱硝反应的温度区间为900-1100 °C。
超过这个温度，氨气会被氧化成氮氧化物(图1)。
当温度降低时，反应速度减慢，会导致逃逸的氨气在烟道内形成氨盐，从而导致其它的问题。
因此，需要将氨的逃逸量控制在最低。
在使用催化剂的脱硝过程中，化学反应是相似的，而且也是具有有限的反应温度窗口，只是化学反应是发生在炉膛外部。
应用脱硝过程的目标是最大程度的降低NOx的浓度，同时实现最小的NH3逃逸。
基本上，尿素和氨水都可以用于垃圾焚烧厂的脱硝过程。
为了实现最佳的脱硝效率和最小的NH3逃逸，还原剂需要与烟气充分的混合。
除了需要实现还原剂与烟气的充分混合外，需要使还原剂在最佳的温度区间内在烟气中均匀分布。
使用尿素的SNCR脱硝过程包括下面四个工艺步骤：1.将含有尿素的液滴分布在烟气2.含有溶解的尿素的水滴蒸发3.尿素分解为自由基参与脱硝过程的化学反应4.NH2和NOx之间的气相反应图1. 与温度相关的脱硝效率由于氨在无需预先分解的情况下即可参与反应，因此当氨水喷射到烟气中后，会立即与氮氧化物发生反应。
除了氨水在烟气中的分布以及其与烟气的混合状况外，氨水的液滴大小也对脱硝效率有着重要的影响。
如果液滴过小，会迅速蒸发，因此可能会使反应在过高的温度区间内形成，或反应会在温度较低的炉膛壁附近区域内发生。
SCR脱硝系统喷氨精细调节技术应用及控制策略研究
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烟气脱硝喷氨自动控制分析及优化
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。
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SCR烟气脱硝系统优化及氨逃逸控制策略分析
摘要：本文通过对我公司#2锅炉SCR脱硝的氨逃逸原因进行分析，并提出了氨
逃逸控制解决思路。
通过烟气流场优化改造，降低烟气NOx分布不均情况；改造
喷氨装置，实现根据负荷实时调整喷氨量；改进氨逃逸监测系统，确保对氨逃逸
的及时监控；优化控制策略，提高喷氨装置的敏感性。
关键词：SCR脱硝；氨逃逸；流场优化
1.概述
我公司#2锅炉SCR脱硝系统采用垂直烟道三层设计，在SCR脱硝前的取样测
点安装在省煤器后喷氨格栅前的垂直烟道，单点NOx、O2测量取样探头安装在水平烟道；SCR脱硝出口烟气取样检测点安装在SCR与空预器之间烟道的长直段，
烟气取样探头直接插入烟道内长度1350mm。
在运行过程中，因为锅炉机组负荷的波动，氨逃逸指标偏高时有发生，逃逸
氨在较低温度下与三氧化硫结合成硫酸氢铵或硫酸铵，并附着在空气预热器表面，由此导致空气预热器换热面堵塞以及引风机电耗的升高，因此，不得不采取高压
水冲洗空气预热器，确保机组的安全正常运行。
为此，公司组织相关技术人员进行了专项课题分析，以期通过对机组现有SCR脱硝系统和设备优化改造达到降低氨逃逸目的。
2.氨逃逸率高原因分析
我公司技术人员通过广泛技术搜集，并结合实际运行情况，从以下几个角度
对氨逃逸影响进行了分析。
2.1烟气NOx分布不均
由于烟气场存在大量的紊流，SCR脱硝入口烟气流量分布严重不均，并由此
导致NOx分布不均匀。
喷氨格栅在各喷嘴出口的喷氨流量差异较大，稀释后的氨
气在SCR脱硝入口烟道中的二次拌和不理想，致使出现在反应室的氨气浓度存在
分布不均现象，浓度高的地方氨逃量会相对增大。
2.2喷氨过量
当SCR脱硝入口NOx浓度超过设计值时，SCR装置会自动加大喷氨量，以期
由此实现脱硝，但判断条件太过单一，造成喷入氨气过量，引起氨逃逸量的增加，直接危及炉后设备和系统的安全运行。
2.3监测范围局限性
在烟道及反应室内，烟气和氨气的混合气体中的氨气浓度分布不均匀，烟气
取样点分布偏少，取样点经常被烟气粉尘飞灰或硫酸氢铵粘黏，导致烟气取样的
数据与实际运行的数据存在偏差，且不能真实反映烟道中烟气流场特性和NOx分
布状态。
3.氨逃逸率高的治理
针对上述分析中存在的问题，公司技术人员针对性制定了解决方案，
3.1烟气流场优化
通过与相关科研公司进行联合分析，对现有烟道建立了数学模型，分析烟道内强烈紊流
区和低速区，通过数学模拟的方法拟定增设烟气导流板方案，并调整优化布置方式和位置，
消除烟道内过大转向角，是烟气在SCR入口的分布更加均匀，烟气与SCR催化剂充分接触。
3.2改进喷氨装置
每台机组设置2套尿素溶液计量装置，能精确的计量和控制稀释水和氨水溶液流量，并
将稀释后的尿素溶液输送到分配装置。
每台机组设置2套分配装置，控制每只尿素溶液喷射器组的流量及雾化和冷却空气的压
力和流量。
装置中安装有电磁流量计、压力变送器和电动阀等，通过流量计的读数来控制调节阀的
开度，从而控制每台机组的喷氨格栅喷入的尿素溶液流量。
根据锅炉负荷、燃料量、反应器入口NOx浓度、脱硝效率、喷氨调门自动跟踪情况及时
对喷氨量自动进行干预，防止喷氨调门大幅波动，这样既保证了脱硝效率的稳定，也减少了
氨气的使用。
3.3强化系统监测
原有脱硝CEMS和氨逃逸监测设备安装在烟道正中间位置，由于NOx分布不均，中间位
置不完全具有代表性。
为此在烟道的截面上新增加两个监测点，均布于烟道的截面，更真实
的反映烟道内烟气和NOx的分布情况，用采集到的数据指导喷氨控制系统分别调整各区域的
喷射量，防止过量喷氨。
3.4优化控制策略
由于脱硝系统存在明显的NOx反应器催化剂反馈滞后和NOx分析仪响应滞后的问题，控
制回路中加入负荷波动预喷氨措施，通过搜集机组负荷波动与烟气流量信号的关系，将机组
负荷变化信号纳入喷氨装置的超前控制信号，并由此调整喷氨格栅的溶液喷入量，使喷氨量
更迅速的与烟气中NOx的变化相匹配。
4.结语
通过合理地布置SCR入口烟道中导流板的位置、优化喷氨格栅装置、增加烟气的监测点，和改进喷氨系统的控制策略，可有效避免脱硝烟道内流场分布不均、局部氨量过剩或较少的
现象，降低氨气耗量，延缓空预器堵塞，提高脱硝系统运行的可靠性和经济性。
在具体的实施过程中，可分步骤实施，先增加烟气监测点，优化现有喷氨装置的控制策略，观察氨逃逸控制效果。
若上述措施仍无法满足氨逃逸指标，再进行流场优化改造分析，
分析方案经论证可行后再行实施。
作者简介：
席磊（1982-），工程师，内蒙古华云新材料有限公司，主要从事电厂环保专业和基建管理。