脱硝SCR喷氨优化常态化管理
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脱硝SCR喷氨优化常态化管理
作者：饶红建
来源：《科技风》2018年第36期
摘 要：华电新乡发电有限公司超低排放改造后，脱硝系统两侧烟气流场不均，局部区域存在少喷、漏喷现象，严重影响脱硝SCR喷氨均匀性。新乡公司采用脱硝SCR喷氨优化常态化管理，可以定期、实时、高效对脱硝系统进行优化，减小氨气逃逸率，减少硫酸氢铵生成量，解决长周期运行造成空预器堵塞问题，提高机组安全经济可靠运行效率。
关键词：脱硝；喷氨优化；常态化；管理
1 技术概要
华电新乡发电有限公司（以下简称新乡公司）超低排放改造后，两台机组脱硝出口氮氧化物控制≤50mg/m3。正常运行期间脱硝SCR喷氨均匀性较差，为了控制脱硝出口氮氧化物浓度，局部时段长期低于35mg/m3，造成过量喷氨，脱硝系统两侧烟气流场不均，局部区域存在少喷、漏喷现象，严重影响脱硝SCR喷氨均匀性，氨气逃逸率大，硫酸氢铵生成量增加，长周期运行造成空预器蓄热元件堵塞严重，严重影响机组安全稳定运行。
新乡公司采用脱硝SCR喷氨优化常态化管理，可以定期、实时、高效对脱硝系统进行优化，减小氨气逃逸率，减少硫酸氢铵生成量，解决长周期运行造成空预器堵塞问题，提高机组安全经济可靠运行效率。
2 技术原理和内容
2.1 技术原理
1）开展喷氨优化试验，定期开展喷氨优化试验确定脱硝系统氮氧化物数值，通过调整就地喷氨调门调整脱硝系统两侧喷氨均匀，实现脱硝SCR喷氨准确性、均匀性，减少过喷、少喷、漏喷现象。
2）根据喷氨优化试验结果，组织开展喷氨优化调整，主要针对脱硝系统SCR喷氨调整跟踪测量，调整喷氨量大小进行喷氨优化校正，保证脱硝SCR出口NOx均布，降低氨气逃逸率，减少硫酸氢铵生成量。
2.2 关键技术、工艺流程
新乡公司1、2号脱硝系统均采用选择性催化还原法（SCR）。以液氨为还原剂，脱硝入口设计NOx浓度为650mg/Nm3，出口NOx按国家排放标准低于50mg/Nm3。 龙源期刊网
新乡公司组织专业人员，自主进行脱硝喷氨优化调整试验，提高氨气利用率。脱硝SCR反应器喷氨系统分为A、B两路母管，母管连接引出44根喷氨支管。液氨通过氨/空气混合器稀释后，经过喷氨母管、喷氨支管后，进入脱硝反应器。
新乡公司某次自主喷氨优化调整时，#2机组A侧脱硝SCR系统调整前、后试验数据对比如下：
从以上数据对比可以看出，通过自主优化实验调整后，就地测量A、B侧氮氧化物浓度基本稳定在42 mg/Nm3 左右，脱硝反应器出口氮氧化物浓度基本调整均匀，氨逃逸率明显降低。
2.3 主要技术参数对比
1）通过自主优化实验调整后，提高了脱硝SCR喷氨准确性、均匀性，减少过喷、少喷、漏喷现象，氨逃逸率明显降低。
2）节省了试验费用，单次喷氨优化试验费用在30万元左右，喷氨优化试验好数只测量不进行优化调整，新乡公司开展喷氨优化试验的同时，根据试验结果开展自主喷氨优化调整，实现了试验与调整同步实施。
3）采取自主喷氨优化调整后，喷氨单耗由7.55g/万kWh下降至6.13g/万kWh，在400MW下的空预器差压由1.22kPa下降至0.83kPa，有效提升了机组运行经济性。
3 评价指标
3.1 节能减碳能力
根据空预器烟气差压升高1.5kPa，风机耗电率升高02%，脱硝SCR喷氨优化常态化管理后，可有效降低空预器烟气差压0.4kPa，风机耗电率降低0.05%。
按照厂用电率降低1%，影响煤耗降低3g/kWh，影响煤耗降低0.15g/kWh，年利用小时5000h计算，年可节约标煤：
1320MW×5000h×0.15g/kWh=990吨
按照煤炭排放系数2.64tCO2/tce计算，年减少碳排放量：
990吨×2.64tCO2/tce=2613 tCO2/a
3.2 经济效益及社会效益 龙源期刊网
1）脱硝SCR喷氨优化常态化管理年可节约标煤990吨，标煤价格按照750元/吨计算，年可降低发电成本：
990吨×750元/吨=74万元
2）优化调整后，液氨单耗降低1.4kg/万kWh，液氨2700元/吨，年可节约液氨成本：
1320MW×5000h×1.4kg/万kWh×2700元/吨=249万元
经济效益共计：74万元+249万元=323万元
3.3 先进性
目前，新乡公司自主喷氨优化试验与调整工作已列为公司运行定期工作，每月定期开展一次，实现了机组正常运行期间的喷氨优化实时调整，这在火力发电企业属于首次。
3.4 可靠性
技术成熟可靠，自2017年1月开展实施以来，新乡公司脱硝系统自主优化调整节已开展一段时间，脱硝SCR喷氨单耗持续优化，有效解决了超低排放改造后#2炉空预器差压上升较快问题。2016年4季度，#2炉空预器堵塞严重，#2炉三大风机耗电率最高上升0.15%，喷氨量大，新乡公司喷氨单耗长期维持在7.5千克/万千瓦时左右，经过脱硝SCR喷氨优化常态化管理，#2炉空预器差压得到了有效控制，喷氨单耗也降了下来，为机组安全、经济运行提供了保证。
4 推广建议
4.1 节能减碳能力
脱硝SCR喷氨优化常态化管理，有效降低空预器差压，控制超排脱硝SCR改造后空预器差压上升速度，年节约标煤耗1188吨，提升经济效益336万元。
4.2 推广潜力
此项技术有很强的可操作性，有很高的推广应用价值，投资小，见效快，按照科学合理的脱硝SCR喷氨优化常态化管理方法，因地制宜，在做好充分调研、分析基础上，自主开展喷氨优化试验与调整工作，可有效降低风机耗电率，减少喷氨单耗，节能降耗潛力巨大。
4.3 预计投入 龙源期刊网
预计投资1台烟气成分分析仪（单台成本8万元左右），测量管若干，费用共计8万元。
4.4 预计可形成的节能能力
喷氨优化试验与调整后，空预器烟气差压降低0.4kPa，风机耗电率降低0.05%，降低煤耗0.15g/kWh。
作者简介：饶红建（1984-），男，河北唐山路北区人，本科，工程师，从事火力发电厂锅炉技术管理方面的工作。
循环流化床锅炉SCR+SNCR联合脱销工艺的优化调整
循环流化床锅炉SCR+SNCR联合脱销工艺的优化调整
摘要：在社会经济快速发展过程中，人们对节能环保的重视程度越来越高，因此，电厂烟气中SO2、NOx、烟尘等污染物的排放备受社会关注。国办发［2014］31号《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》对火电节能减排提出严格的强制要求:东部地区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(基准氧含量6%，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm3)，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。CFB锅炉燃烧温度低，分级、分段燃烧的特点使炉内产生NOx较少，单一的SNCR脱硝技术不能长期稳定确保NOx低于50mg/Nm3的超低排放要求，因此针对CFB锅炉本身特点，研究设计一种充分利用CFB锅炉本身优势，系统投资、运行、维护费用低，同时可长期稳定确保烟气中NOx排放浓度满足超低排放要求的脱硝工艺具有重要意义。
关键词：循环流化床锅炉；SCR+SNCR联合脱销工艺；优化调整
引言
SNCR-SCR联合脱硝工艺系统由SNCR脱硝反应区和SCR脱硝反应区组成。SNCR区将尿素或者氨水直接喷入炉膛内满足温度窗口区域，脱除部分的NOX；产生的逃逸氨随着烟气一起进入后端的SCR区，在催化剂的作用下，再次与NOX反应，进而脱除NOX。SNCR-SCR联合脱硝工艺集合了选择性非催化还原法(SNCR)投资低和选择性催化还原法(SCR)脱硝效率高的优点，解决了W型火焰炉和小型锅炉NOX生成浓度高、单一依靠SCR或SNCR工艺无法实现超低排放的难题。
1烟气脱硝技术比较
1.1 SNCR脱硝技术
SNCR脱硝技术无需催化剂，在850～1100℃范围内有选择性地与烟气中的NOx发生化学反应，生成氮气和水，从而可减少烟气中NOx的排放。SNCR脱硝技术具有脱硝效率中等、建设周期短、投资少等特点，但脱硝效率受反应温度、停留时间、氨氮摩尔比、CO和O2浓度、NO的初始浓度、雾化压力、喷射剂流量、NH3在还原区烟气中的分布均匀性等多因素的影响。
SCR烟气脱硝系统的运行方式及控制
SCR烟气脱硝系统的运行方式及控制
摘要：
近年来，环境污染问题日益严峻，环保问题受到了国内外的广泛关注。我国对于环保问题十分重视，先后出台了多项关于环境保护的法律法规，对环境污染问题起到了一定的抑制作用。氮氧化物气体是主要的污染源之一，采用常规的处理方式已经难以满足废气排放相关要求，需要不断引进新技术、新工艺，运用现代化手段进行污染源控制。SCR烟气脱硝技术是一种新型的锅炉脱硝改造技术，在燃煤电站氮氧化物处理中有着十分广泛的应用。本文就针对SCR烟气脱硝系统的运行方式及控制进行研究与分析。
关键词：SCR烟气脱硝技术；运行方式；故障控制
前言
当前状况下，对于氮氧化物排放量的控制主要是采用锅炉分级燃烧的方式进行处理，但是这种处理方式燃烧效率相对较低、热耗大，其在经济性上也难以发挥较大的优势，随着燃煤消耗的日益增多，这一处理方式已经难以满足氮氧化物排放需求。随着科学技术水平的不断提高以及研究的日益深入，SCR烟气脱硝技术逐渐被应用于煤电厂的氮氧化物控制当中，且取得了较为理想的效果。这一技术一方面可以对氮氧化物的排放量进行一定程度的控制，另一方面也能发挥出更好的经济效益。
1.
SCR烟气脱硝系统
1.1工艺流程
首先由蒸发器对氨区液氨储罐内的液氨进行一定程度的蒸发，使其发生变化成为氨气；其次对生成的氨气进行减压操作，直至减压到0.3MPa左右将其送入到脱硫反应器之中；然后系统会发出稀释风对氨气进行有效的稀释处理，当氨气被稀释至原体积分数大约百分之五左右时，氨气/空气喷射系统会将之喷射至脱硝反应器入口烟道。在喷射作用下，烟气与氨气会发生一定程度混合，直至混合均匀；最后，加入催化剂，在催化的作用下，烟气中包含的氮氧化物会发生化学反应还原成为氮气。
1.2氨气/空气喷射系统
本文介绍的氨气/空气喷射系统为格栅式结构，每台脱硝反应器沿着宽度方向设置一定数量的喷氨管路，每组喷氨管路之间保持着相同的间距。同时，在此基础之上还设置了支管，支管按照不同的高度进行设置，并分别深入到烟道内的不同深度处，然后在管路之上对喷嘴进行设置。除此之外，还需要在每一根支管之上设置一个手动蝶阀，这样一来，只需对阀门的开度进行一定程度的调节，便可以实现对于支管供氨流量的调整。
火电机组热解尿素法脱硝控制优化
摘 要：
随着国家能源局《电力行业危险化学品安全风险集中治理实施方案》对火电厂液氨改尿素工程时限的明确，尿素制氨在火电厂脱硝控制系统中的应用越来越广泛。热解尿素法是尿素制氨工艺的一种，现通过对其在某电厂中的运行现状进行分析，提出SCR出口氮氧化物采用多点取样测量方式，并结合改进型基于氨氮摩尔比的串级PID脱硝控制策略进行优化，同时设置两侧SCR反应器出口氮氧化物调平控制回路。最终通过实施，有效降低了该厂氨单耗，达到了节能降耗的目标。
关键词：
热解尿素；脱硝控制；节能
0 引言
近年来，国家环保标准逐渐提高，监管力度也不断加大。氮氧化物作为火电厂烟气中的一种主要污染物，一直是火电厂环保治理的重点。目前，火电厂脱硝治理主流方法为SCR脱硝技术，其一般采用氨气作为还原剂，在催化剂的作用下，将氮氧化物还原成氮气和水，从而达到脱硝的目的。
火电厂制备氨气主要有液氨法、水解尿素法和热解尿素法。液氨法由于其危险性，目前正在进行改造、替代。根据国家能源局印发的《电力行业危险化学品安全风险集中治理实施方案》要求，全国公用燃煤电厂的液氨一级、二级重大危险源尿素替代改造工程要于2022年12月底前完成，液氨三级、四级重大危险源尿素替代改造工程要于2024年底前完成。
某火电机组采用热解尿素法制备氨气、SCR脱硝方式。
1 热解尿素法制氨系统概况 尿素热解系统主要包括尿素溶液制备输送系统、热解炉系统、压缩空气系统，如图1所示。
尿素溶液制备输送系统将尿素颗粒用一定比例的除盐水溶解，并储存于尿素溶液储罐。尿素溶液输送泵将尿素溶液储罐中的尿素溶液输送至计量分配装置，经计量分配后由尿素溶液喷枪雾化后进入热解炉分解为氨气，尿素溶液喷枪投入数量根据尿素消耗量实时调整。
热解炉热源采用电加热热一次风方式，将雾化进入热解炉的尿素溶液快速分解为氨气、水和二氧化碳，并经机组供氨母管输送至A、B侧SCR反应器。
压缩空气用于尿素溶液的雾化和尿素喷枪的密封，由厂区仪用压缩空气管网提供。
直接喷氨水的SCR脱硝系统介绍
直接喷氨水的SCR脱硝系统介绍
西安宇清环境工程科技有限责任公司
(西安市新城区新科路1号新城科技产业园新园产业大厦7楼C区，710043)
SCR脱硝系统由氨水储存供应系统、SCR反应器、烟气系统、电控系统等组
成。
1、SCR反应原理
SCR的全称为选择性催化还原法(SelectiveCatalyticReducation)。催化还原法
是用氨或尿素之类的还原剂，在一定的温度下通过催化剂的作用，还原废气中的
NOx(NO、NO2)，将NOx转化非污染元素分子氮(N2)，NOx与氨气的反应如下：6NO+4NH3→5N2+6H2O
6NO2+8NH3→7N2+12H2O
脱硝反应过程示例图
2、氨水储存供应系统
外购的氨水由槽车运至电厂，槽车自带的泵将氨水输送到氨水罐中，为了
平衡氨水罐内压力，氨水罐顶引接一根管道到氨气吸收槽中，氨水罐中压力较高
时，外排的氨气被吸收槽中水吸收。当吸收槽中稀氨水达到一定浓度后，
将吸收
SCRCatalystNOx
NOx
NOxNH3
NH3NH3
N2
N2
N2H2OH2OH2O净烟气原烟气NH3槽中氨水排到氨水罐中，然后重新将去盐水加入到吸收槽中。氨水罐的排气阀上
安装一个止回阀，当氨水罐内压力低于外界压力，则空气通过止回阀进入氨水罐，
保持氨水罐内的压力平衡。
系统根据锅炉出口的NOx浓度来控制喷氨量。
共配制两个氨水罐，氨水罐采用玻璃钢制造，氨水泵配置两台，一用一备，
氨水泵采用变频驱动。
3、SCR反应器本体
SCR反应器本体依烟气流向可分为紊流调节段、喷氨段、静态混合段、均
流段、反应段。采用一台炉配一个反应器的配置方式。SCR反应器由钢板组成，
里面填充催化剂，截面成矩形，被固定在中心并向外膨胀，从而获得最小的水平
位移。烟气进入反应器的顶部，沿垂直方向向下流动通过反应器，均流器安装在
烟道上，催化剂层由构架支撑。反应器本体外壳以及其进出口烟道均采用不低于
Q345钢的材质，且厚度不低于6mm。反应器设置四层平台，每层平台均相互连
火电厂SCR烟气脱硝控制方式及其优化
第42卷第10期热力发电V01．42No．102013年10月THERMALPOWERGENERATIONOct．2013
火电厂SCR烟气脱硝控制方式及其优化
[摘武宝会，崔利
西安热工研究院有限公司，陕西西安710032
要]基于选择性催化还原法(SCR)脱硝的控制原理，设计了喷氨量的控制策略。对与控
制系统相关的烟气流量、氨流量测量中存在的问题进行了分析，对比分析了以脱硝
效率为设定值的控制方式和以出口烟气NO：浓度为设定值的控制方式，提出了氨
逃逸率控制方案，并通过对SCR脱硝控制系统的优化及其参数的整定，提高了控制
系统的自动投入率。
[关键词]烟气；SCR脱硝；喷氨量；氨逃逸率；控制
[中图分类号]TM621；TK323[文献标识码]A[文章编号]1002—3364(2013)10～0116—04
[DoI编号]10．3969／j．issn．1002—3364．2013．10．116
SCRfluegasdenitrificationcontrolandoptimizationinthermalpowerplants
WUBaohui．CUILi
Xi'anThermalPowerResearchInstituteCo．，Ltd．，ChinaHuanengGroup，Xi'an710032，China
Abstract：Onthebasisofcontroltheoryoftheselectivecatalyticreduction(SCR)denitrification，controlstrategyforammoniainjectionquantitywasdesigned．Problemsoccurredduringflow
measurementofthefluegasandammoniawereanalyzed．Moreover，comparisonbetweenthecon—trolmoderegardingdenitrationefficiencyasthesetvalueandthatusingNO：concentrationatoutletoftheSCRreactorasthesetvaluewasperformed．Finally，thecontrolschemeforammonia
火电厂SCR脱硝系统故障分析及处理
火电厂SCR脱硝系统故障分析及处理
所属行业: 大气治理 关键词：SCR脱硝 脱硝技术 脱硝喷氨
为降低火电厂SCR脱硝 系统故障发生率，分析总结了故障发生的原因并进行了相应处理。结果表明：疏通供氨系统管道、优化喷氨调节阀自动调节逻辑、提高喷氨均匀能性等措施使SCR脱硝系统运行的安全性和经济性得到提高。
《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》要求燃煤机组NOx排放质量浓度在标准状态下不高于50mg/m3。据此，燃煤机组需要选择更合适的脱硝技术 以确保环保设施及机组长期安全经济运行。
在各种烟气脱硝技术中，选择性催化还原SCR脱硝法以其高效实用性而成为燃煤锅炉脱硝改造的主要技术手段；但暂无SCR脱硝系统相关国家和行业标准，也无故障处理经验和预防性维护知识。近些年SCR脱硝系统故障频发，事故原因大多为氨气供应不足、氨稀释风量低、喷氨自动调节品质差、喷氨均匀性差等。笔者以某公司1000ＭＷ燃煤机组SCR脱硝系统发生的各类故障为例，制定相应的解决方案，为装有同类型脱硝系统的机组提供参考。
１ 设备概况
１.１SCR脱硝流程
该电厂２台1000ＭＷ机组均采用SCR脱硝技术，每台机组安装１台SCR反应器。２台机组分别于2010年６月和７月相继投产，SCR脱硝系统随主机投入运行。自机组投产至今，该系统相继出现各类故障。液氨在氨站经加热制成氨气，减压至约0.3MPa供给SCR脱硝系统。氨气被氨稀释风充分混合（氨空稀释体积比（简称氨空比）低于８％）再通过喷氨格栅喷入SCR脱硝系统入口烟道（见图１）。烟气与氨气混合均匀后，在催化剂催化作用下，烟气中NOx被还原成氮气和水。
图１ SCR脱硝流程
１.２注氨系统
该系统在SCR脱硝装置前部（靠近锅炉后墙一侧）等距离安装８组注氨系统，每组注氨系统又包括３层（Ａ、Ｂ、Ｃ层）喷氨支管；每层支管一分为四（见图２）深入烟道内不同深度，深入烟道的每根管道上等距离安装多个喷嘴。每根喷氨支管上安装１个手动蝶阀和１套流量计，通过调节阀门开度来调节每根支管供氨流量，可实现烟道内宽度和深度方向喷氨量调整。
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。烟气脱硝系统运行应通过精准喷氨的控制同时达到超净排放和安全经济的目标。
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。在反应器催化剂层中进行充分反应的过程需要一定时间，化学仪表数据的测量与内部处理换算产生时滞，因此SCＲ脱硝控制系统对象是一个大迟延、大惯性的控制对象。
SCR脱硝自动控制智能喷氨优化
SCR脱硝自动控制智能喷氨优化
随着社会的发展，科学技术的迅猛进步，自动化水平进一步提高，对火电机组的自动化水平也提出了更高的要求，自动控制技术在火电机组中的应用极大的减少了人力资源，降低了劳动者的劳动强度，提高了生产的经济性。近几年，国家对燃煤电厂烟气排放标准日益趋严，超低排放后的深度减排，使燃煤机组的一些设备不堪重负，脱硝喷氨的自动控制技术有待提高。本文主要介绍了脱硝自动喷氨的控制技术以及提高喷氨均匀性的改造措施，详细分析了生产过程中自动喷氨控制存在的问题，产生的原因，提出了有效的解决方案，并应用到实践中，取得了良好的效果。
关键字：自动控制 喷氨均匀性 氨逃逸 空预器堵塞
1 引言
国家环保形式趋于严峻，随着国家大气污染法规标准越来越严格，冀气领办〔2018〕156号《河北省钢铁、焦化、燃煤电厂深度减排攻坚方案》要求：电厂燃煤锅炉（除层燃炉、抛煤机炉外）在基准氧含量6%的条件下，燃煤电厂氮氧化物排放浓度不高于30mg/m3。目前我公司执行标准为国家发改委、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），明确要求现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组，实施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，氮氧化物、二氧化硫、烟尘排放浓度限值分别不高于50mg/m3、35 mg/m3、10
mg/m3）。
随着国家大气环境治理的力度逐步加大，燃煤电厂NOX浓度已降至小时均值不超过30mg/m?，加之国家产业政策的调整各电厂受燃煤成本压力，入厂煤采购形式多样，入炉煤均采用多种煤掺烧入炉，造成锅炉脱硝入口NOX大幅波动，SCR脱硝喷氨自动调节系统普遍存在震荡、延迟大、跟踪慢、过调或欠调等问题，同时由于我公司SCR脱硝喷氨格栅设计不合理，导致SCR脱硝入口NOX与HN3混合不充分，SCR脱硝出口NOX采用直线型三点取样，使SCR脱硝出口NOX浓度值不具备代表性，导致SCR脱硝喷氨自动控制投入率低、氨逃逸增大、空预器堵塞严重等问题。为了应对更加严格的排放指标，满足国家及地方环保排放政策要求，实现深度减排条件下脱硝装置安全、稳定、经济运行，需要提升氨喷射系统的调节性能，提高NH3/NOx分布的均匀性，减少局部过喷引起的氨逃逸浓度高值，减轻空预器堵塞，对原有喷氨系统及整体流场进行喷氨自动控制系统优化改造。