脱硝系统运行喷氨量优化调整
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。
影响脱硝喷氨自动调整的因素及对策
影响脱硝喷氨自动调整的因素及对策脱硝喷氨自动调整技术是用氨脱硝模拟器作为控制对象，通过调节喷氨量来维持脱硝效果稳定。
然而，在实际应用中，会受到多种因素的影响，从而影响脱硝喷氨自动调整的性能和效果。
本文将讨论这些影响因素，并提出相应的对策。
首先，影响脱硝喷氨自动调整的因素之一是燃煤质量的变化。
燃煤中的硫含量和灰分含量对脱硝效果有直接影响。
一些高硫燃煤会导致一部分氨浪费，并且会在脱硝过程中产生大量的副产物，如氨合成催化剂和液氨。
因此，为了应对燃煤质量的变化，可以采用燃煤质量在线监测系统，及时调整喷氨量和喷氨周期，以确保脱硝效果稳定。
其次，影响脱硝喷氨自动调整的因素之二是氨气供应的稳定性。
脱硝喷氨自动调整系统需要稳定的氨气供应来维持脱硝效果。
然而，氨气供应可能受到氨气压力、氨气纯度等因素的影响。
因此，可以采用氨气质量在线监测系统，及时监测氨气压力和纯度，并通过控制阀门来调整喷氨量，以确保氨气供应的稳定性。
第三，影响脱硝喷氨自动调整的因素之三是废气流量和温度的变化。
燃煤锅炉的运行条件可能会导致废气流量和温度的变化，进而影响脱硝效果。
这是因为脱硝反应是与废气流量和温度相关的。
为了应对废气流量和温度的变化，可以采用废气流量和温度在线监测系统，及时调整喷氨量和喷氨周期，以确保脱硝效果稳定。
第四，影响脱硝喷氨自动调整的因素之四是系统调节参数的选择。
在脱硝喷氨自动调整系统中，有很多可调节的参数，如喷氨量、喷氨周期等。
选择合适的调节参数对于保持脱硝效果的稳定性至关重要。
可以采用模型预测控制（MPC）等先进的控制策略，结合系统的数学模型，通过优化算法来选择最优的调节参数，从而提高脱硝喷氨自动调整的性能和效果。
综上所述，影响脱硝喷氨自动调整的因素包括燃煤质量的变化、氨气供应的稳定性、废气流量和温度的变化以及系统调节参数的选择。
为了应对这些影响因素，可以采用燃煤质量在线监测系统、氨气质量在线监测系统、废气流量和温度在线监测系统以及模型预测控制等措施，从而提高脱硝喷氨自动调整的性能和效果。
例析SCR脱硝系统AIG喷氨优化调整
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。
影响脱硝喷氨自动调整的因素及对策
直接因素
喷氨量的变化
入口NOx的变化 CEMS的测量
华电环保
间接因素
喷氨量的变化
•氨气压力发生变化 •氨气温度发生变化 •变送器测量出现问题 •调节阀门出现问题
氨气压力下降导致出口NOx迅速上升
调节阀门线性不好，导致喷氨流量变化过大
华电环保
入口NOx的变化
•负荷发生变化 •烟气流量发生变化 •炉膛燃烧情况发生变化（氧量变化）
华电环保
三、应对策略
喷氨量的变化 • 调节器中除了正常的PID参数优化之外还要注意几个 细节：1、出口NOx、入口NOx测点后加入变化速率限 制模块； 2、PID模块加入当CEMS吹扫时自动保持功能； 3、出口NOx的设定值与实际值偏差大切除喷氨 自动的保护值适当放大。 •氨气压力或温度出现异常时，及时从氨区蒸发器系统 分析原因。 •氨气流量测点异常时，在确认流量公式计算无误的前提 下，检查变送器是否存在泄漏或堵塞的情况。 •当供氨调节阀出现抖动、卡塞、死区过大等问题时直接 影响喷氨控制，需要及时处理好阀门的问题。
华电环保
影响脱硝喷氨自动调整的 因素及对策
中国华电工程（集团)有限公司
2014 年 010 月
华电环保
欢迎各位参加本次技术交流！ 希望多提宝贵意见！
• • 主讲人：郝 正 华电工程环保分公司调试售后部
华电环保
主要内容：
•脱硝系统中喷氨控制的现状 •影响考核指标——出口NOx的因素 •应对策略
华电环保
入口NOx的变化
负荷变动、烟气量变化、炉膛燃烧变化及入口NOx的变化是 一个系统性的变化，各参数之间都有不同程度的联系，这直接 影响喷氨自动中前馈的设定。从理论上来讲，按以下公式可以 计算出所需喷氨量： G=A × N × 10-6 × α ×0.3695 G：所需的喷氨流量（Nm3/H） A：锅炉干烟气量（Nm3/H） N：反应器入口NOx浓度(mg/Nm3) α：NH3/NOx摩尔比 0.3695为NH3/NOx（分子量比） 但是在实际应用中会发现按计算值去喷氨会存在或大或小的偏差， 我认为这是由于目前各种参数的测量不够准确造成的，以目前的测 量手段无法满足要求。而且不同的锅炉，燃烧情况也不尽相同，当 参数发生变化时对入口NOx的影响也不尽相同因此在喷氨自动中应 该使用怎样的前馈及控制策略，还需要我们进一步摸索及讨论。
脱硝系统喷氨优化调节技术
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。
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。
燃煤电厂脱硝喷氨自动控制系统存在问题及优化方案
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
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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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。
1. 3 解决方案
配合检修人员进行相应的NOX消耗量试验；保证NOX相关数据真实可靠；
通过检修人员配合进行相关试验及逻辑上的优化，进行脱硝喷氨调门控制优化，
加强机组运行调整，减少NOX产生量；制定相应奖惩机制，激励运行人员积极调整；完全可以在NOX排放值与氨气消耗量上找到一个合理的平衡点，使氨气消耗量降低，从而解决相关一系列上述问题。
2 技术实施方案
2.1制定脱硝系统运行优化竞赛细则，对单机组氨耗率控制指标排名前三的机组予以奖励，以此激发机组人员运行调整的积极性。
2.2对NOX排放指标的控制标准作出明确规定：根据环保要求#1、2、3、4
机组烟囱入口NOX控制目标值在25～35mg/Nm3之间，#5、6机组烟囱入口NOX
控制目标值在20～30mg/Nm3之间，逃逸率<3ppm；控制烟囱入口NOX浓度小时平均数不超过排放标准要求；正常运行调整期间，如发生NOX排放超标，机组人员必须在记录里详细写明超标原因、超标时段及最高排放值，并对烟囱入口NOX
浓度值长时间低于运行规定值的机组进行考核。
2.3升降负荷期间，磨组及配风操作力求平稳，利用提前降低脱硝出口设定值的方法减少和避免NOX超标排放，必要时切至手动进行干预。
但机组参数稳定后，应及时恢复NOX的设定值，控制喷氨量。
2.4加强脱硝系统的吹灰管理，并做好同工况下参数的对比，如发现系统差压增大，及时安排增加吹灰次数，以防止催化剂堵塞，造成其活性降低，影响脱硝
效果。
2.5控制脱硝反应器入口烟温在最佳运行温度范围内320℃-430℃。
2.6强化脱硝系统缺陷的管理，加强SCR系统入口、出口NOX浓度和氧量、
烟囱入口NOX浓度等影响调节品质及排放参数的监视和判定，若发现装置异常，及时联系检修进行处理。
2.7加强中低负荷下配风的控制与调整，在保证CO含量不大100mg/m3，飞
灰无明显变化的前提下，降低炉膛供风量，尽可能降低炉膛出口NOX的浓度值，以达到进一步降低氨耗率的目的。
2.8在检修热工专业的配合下，在#1—#6机组的DCS画面上，加装了氨气消
耗量等相关测点，运行人员可充分利用DCS画面新增的氨耗量、氨耗率以及烟囱
入口NOX排放浓度均值等监视手段，以此作为运行优化调整的依据。
如在负荷调整或设备异常时导致NOX短时排放超标，机组人员可参考NOX排放浓度均值，
将其后时间段内（1小时）的NOX浓度适当降低，以确保小时均值不超标，减少
超标排放。
2.9加强与检修热工专业的配合，积极推进#1—#6机组的喷氨调平试验，不
断完善热工控制逻辑，确保脱硝系统在高效工况下运行，氨气逃逸率在规定范围内，降低脱硝成本，减缓空预器堵塞。
3 改进后效果
该项目自4月份正式实施以来，取得了很好的效果，氨气的消耗量明显下降，具体数据统计如下：
4-7月份氨耗率统计表
4-7月份空预器差压统计表
由以上数据可以看出，每月的氨气消耗量呈持续降低趋势，节能效果比较显著，空预器的差压也得到有效控制，基本实现了预期目标。
4、经济效益
直接效益：每月减少脱硝耗材约为：（0.684-0.642）（g/kwh）*120000万千
瓦时=50.4吨，按照每吨液氨2500元的价格来计算，每月节约成本约为：2500元/吨*50.4吨=12.6万元，效果显著。
其他价值：用氨量的大幅减少，减缓了空预器的堵塞，5月份以来，空预器
差压得到有效控制（其中#3、4炉空预器利用检修机会进行了冲洗），基本维持
原水平，没有明显发展趋势，为机组的安全经济运行创造了有利条件。
5总结：
本文主要阐述了脱硝系统的流程；讨论了在运行过程中出现的问题，给出了
具体解决的方案；并分析了运行过程中节能目标并提出了经济而有效的调整方法，
对电厂的运行工作具有借鉴意义。
参考文献：
[1] 朱全利，锅炉设备及系统[J].中国电力出版社.2006
[2] 刘慷，肖志均，谭效德，等.选择性催化还原烟气脱硝技术应用[J].中国电力，2009
[3] 郑体宽，热力发电厂.北京：中国电力出版社，2001。