深度脱硝精准喷氨控制系统介绍

脱硝系统运行喷氨量优化调整

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

025锅炉脱硝喷氨系统阀门名称及KKS编码对照表(最新整理)

锅炉脱硝喷氨系统阀门与KKS对照表 KKS名称KKS名称KKS名称 HSG10AN00131稀释风机HSK21AA001氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门1HSK11AA001氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门1 HSG10BN00232稀释风机HSK21AA002氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门2HSK11AA002氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门2 32稀释风机出口电动门HSK21AA003氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门3HSK11AA003氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门3 32稀释风机出口电动门HSK21AA004氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门4HSK11AA004氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门4 HSG10AM001氨\空气混合器A HSK21AA005氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门5HSK11AA005氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门5 HSG20AM002氨\空气混合器B HSK21AA006氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门6HSK11AA006氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门6空气至氨\空气混合器A入口门HSK21AA007氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门7HSK11AA007氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门7 空气至氨\空气混合器B入口门HSK21AA008氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门8HSK11AA008氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门8 HSK10AA101氨供应系统至氨\空气混合器A电磁阀HSK21AA009氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门9HSK11AA009氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门9 HSK10AA102氨供应系统至氨\空气混合气A调节门HSK21AA010氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门10HSK11AA010氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门10 HSK10AA001氨供应系统至氨\空气混合器A电磁阀前手门HSK21AA021氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门11HSK11AA011氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门11 HSK10AA002氨供应系统至氨\空气混合器A调节门后手门HSK21AA012氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门12HSK11AA012氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门12 HSK10AA003氨供应系统至氨\空气混合气A调节门旁路门HSK21AA013氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门13HSK11AA013氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门13 HSK10AA004氨系统至氨\空气混合器入口门HSK21AA014氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门14HSK11AA014氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门14 HSK20AA101氨供应系统至氨\空气混合器B电磁阀HSK21AA015氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门15HSK11AA015氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门15 HSK20AA102氨供应系统至氨\空气混合气B调节门HSK21AA016氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门16HSK11AA016氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门16 HSK20AA001氨供应系统至氨\空气混合器B电磁阀前手门HSK21AA017氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门17HSK11AA017氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门17 HSK20AA002氨供应系统至氨\空气混合器B调节门后手门HSK21AA018氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门18HSK11AA018氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门18 HSK20AA003氨供应系统至氨\空气混合气B调节门旁路门HSK21AA019氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门19HSK11AA019氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门19 HSK21AA020氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门20HSK11AA020氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门20 HSK21AA021氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门21HSK11AA021氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门21 HSK21AA022氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门22HSK11AA022氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门22 HSK21AA023氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门23HSK11AA023氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门23 HSK21AA024氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门24HSK11AA024氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门24

非均匀入口条件下SCR脱硝系统精准喷氨策略

非均匀入口条件下SCR 脱硝系统精准喷氨策略 高畅金保昇张勇孟凡冉 【摘要】摘要：采用数值计算的方法,根据全尺度数值模拟计算结果和实际测量数据获得符合工程实际情况的SCR 非均匀入口边界条件,模拟了整个SCR 系统的烟气流动过程.根据喷氨格栅处速度场和浓度场获取NO 通量,以此为基准精确分配各喷管喷氨量.研究了不同喷口布置的氨气与NO 的对流扩散混合特性, 分析了喷氨格栅中喷口密度N 、开孔率φ、喷口角度α三个结构参数对SCR 反应器内氨氮混合质量、氨氮比分布均匀性的影响.结果表明:增大喷口密度N 可以有效地优化氨氮混合效果.当N>15.34 个/m2 时,增加N 对氨氮混合效果 的影响不再显著;混合指数β随着喷口开孔率φ的增大会出现先减小后增大的趋势;改变喷口角度α可以改善氨氮混合效果,喷口垂直布置时氨氮混合效果最佳. 【期刊名称】东南大学学报(自然科学版) 【年(卷),期】2017(047)002 【总页数】6 【关键词】数值模拟;非均匀入口条件;精准喷氨;喷口布置;混合效果选择性催化还原(SCR)脱硝技术是目前大型燃煤电站应用最为广泛的技术[1-3]. 在国家发展和改革委员会、环境保护部、国家能源局联合发布的《煤电节能减排升级改造行动计划(2014 —2020 年)》中,明确要求新建燃煤发电机组大气污染物排放质量浓度东部地区基本达到、中部地区原则上接近或达到、鼓励西部地区接近或达到排放限度为基准氧体积分数 6.0% 条件下氮氧化物的排放质量浓度为50 mg/m3 的排放标准.随着国家环保政策日趋严格,对于发电企业来说,进

步提高SCR 脱硝效率以满足排放标准已势在必行.目前,NOx 的超低排放技术

烟气SCR脱硝系统喷氨优化调整-河北(上海湛流环保工程有限公司)

SCR脱硝系统喷氨优化调整 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、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NOx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NOx浓度超低排放。 通过上述改造措施，能够将氮氧化物浓度控制到50mg/m3以下，但运行过程中存在局部氨逃逸偏大，自动跟踪系统满足不了运行要求等问题，导致还原剂耗量高、空预器阻力上升较快等问题。因脱销系统投产时SCR烟气脱硝系统采用传统的线性控制式喷氨格栅技术。 而目前脱硝系统新型结构改造经济成本高、周期长，在现有SCR脱硝系统中开展喷氨优化调整试验，是目前提高氨利用率、减少NOx污染物排放的主要手段，调节SCR脱硝系统喷氨量，改善SCR脱硝系统出口NOx分布均匀性和氨利用率。（河北湛流：一三八一六一四八六一五）

脱硝喷氨自动控制优化在大型火电厂中应用案例分析

脱硝喷氨自动控制优化在大型火电厂中应用案例分析 摘要：本文叙述了华润首阳山发电厂两台630MW 机组脱硝喷氨控制系统，该控制系统采用常规PID控制策略和模糊控制共同完成，能够准确的测量、控制相关设备，达到脱硝控制系统的安全、稳定、经济的运行. 关键词：脱硝常规PID控制模糊自控制优化 1、引言 根据我国环保政策要求，目前烟气脱硫项目已基本覆盖所有燃煤火电机组，但烟气脱硝还未大规模的开展应用。有相关研究资料表明，如果还继续不加强对烟气中氮氧化物的控制，氮氧化物的总量和在大气污染物中的比重都将上升，并有可能取代二氧化硫成为大气中的主要污染物。 随着我国对工业环保标准逐渐严格，仅靠低氮燃烧已明显不能满足更加严格的排放标准。SCR烟气脱硝技术是目前减少氮氧化物排放的有效方法，河南华润电力首阳山有限公司利用原设计基础上在2013年更改设计，投产脱硝装置，引进丹麦SCR烟气脱硝技术，采用SCR (Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原法)方法，SCR脱硝工艺中，氮氧化物在催化剂作用下被氨还原为无害的氮气和水，不产生任何二次污染，反应通常可在温度250~450 oC 下进行，其化学反应如下： 4NH3 + 4NO + O2 →4N2 + 6H2O 6NO2 + 8NH3 →7N2 + 12H2O 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通过催化反应生成氮气和水，不影响环境，而除氮氧化物效果明显，能够达到90%以上。 2、脱硝自动控制常规控制策略分析： 2.1设备概况： 华润首阳山电厂分别在2013年5月和10月对二台超超临界的630MW机组进行了脱硝改造，其SCR烟气脱硝装置主要由液氨卸载/储存系统、注统、SCR反应系统、吹灰系统、干除灰系统组成。其工艺流程见图1。

关于630mw机组SCR脱硝喷氨优化调整的研究(DOC)

关于630MW机组SCR脱硝喷氨优化调整的研究 【摘要】：今年来，随着SCR脱硝装置成为大型火电机组的必备设备，在使用过程一些问题逐渐显现出来，其中之一就是喷氨不均带来的氨逃逸率局部过高，引起空预器阻塞的问题，这个问题甚至在很多机组造成过机组被迫停运的严重后果。本文将就该问题的产生和如何解决展开研究，以获得一个良好的解决方案保证设备的稳定运行。 【关键词】：SCR脱硝喷氨氨逃逸空预器堵塞 1 前言 随着近年来环保部门不断制定更高的排放标准，脱硝系统已经几乎成为所有火电机组的标配，另外由于催化剂工艺技术的不断提高，SCR逐步成为主流脱硝技术。在实际的使用过程中，很多问题也渐渐暴露出来，如氨气不纯带来的管道腐蚀、吹灰效果差带来的催化剂堵塞和损坏等等，都对设备甚至整个机组的稳定运行带来风险，而本文所讨论的喷氨不均的问题是其中风险最大的，其带来的不良后果，逐渐引起人们的重视。 烟气脱硝SCR装置在设计阶段通常会进行CFD流畅模拟和物理模型试验对烟道内的流场进行优化以保证SCR入口截面的烟气流速和NOx分布较为均匀。但往往由于现场空间限制或安装等因素影响，加上调试阶段对喷氨格栅的优化调整重视不够，实际运行过程中出现SCR出口截面NOx分布偏差大，部分区域氨逃逸超过设计保证值(3μL/L)的现象。这会影响系统整体的脱硝效果，并会增加空预器的硫酸氢铵腐蚀和堵塞风险，给系统的经济稳定运行带来很大的危害。因此,十分有必要对SCR装置进行喷氨优化调整，即通过调整SCR入口每根喷氨支管上的手动调阀改变不同位置的喷氨量，从而改善出口NOx 和NH3分布的均匀性，在保证装置脱硝效果的同时, 减少装置的运行成本, 提高装置的可用率。 图一SCR反应器侧视图

110-260t循环流化床喷氨(脱硝)方案

110-260t循环流化床喷氨(脱硝)方案 -CAL-FENGHAI-(2020YEAR-YICAI)_JINGBIAN

催化剂法（SCR）的几种在空预器前的布置位置 管式空预器 回转式空预器

一、前言 氮氧化物是燃煤电站排放的主要污染物之一，2003年12月颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003），对我国火电厂机组的NO x排放标准作出了的规定，对新旧机组的NO x最高允许排放浓度都作出了详细的规定。随着环保制度的严格，对电站锅炉NOx的控制日益严格。 国家环保部即将实施颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》调整了大气污染物浓度排放限值，另一方面，针对NOx的排污收费已经开始，电厂需按排放量每年支付大量NOx排污费用。 2009年6月，国家环保部制订了《火电厂氮氧化物防治技术政策》（征求意见稿），其中明确规定了NO X控制技术的选择原则：“燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上可行及便于操作来确定；低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术；当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量要求时，应建设烟气脱硝设施。” 低氮燃烧+SNCR脱硝技术路线不仅符合环保部技术政策的要求，也是目前各种脱硝技术组合中投资运行费用最省、改造工期最短、对锅炉现有燃烧系统改动最少的方案；更为重要的是，该工艺路线和主要设备已在国内和省内拥有大量可靠业绩，可以完全满足安全可靠、系统优化、功能完整、不降低锅炉效率和不影响锅炉正常运行的要求。

二、SNCR工程设计方案 1、SNCR和SCR两种技术方案的选择 1.1.工艺描述 选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR方法主要在900～1050℃下，将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中，将NO还原，生成氮气和水。而选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR），由于使用了催化剂，因此可以在低得多的温度下脱除NOx。两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性，以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应，因此称之为选择性还原方法。两种方法的化学反应原理相同。 SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率。应用在大型锅炉上，短期示范期间能达到75％的脱硝率，长期现场应用一般能达到30％～50％的NOx脱除率。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR 技术的工业应用。美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在2GW以上。 两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂，工艺上的不同主要体现在两个方面：其一，SCR需要布置昂贵的金属催化剂，SNCR不需要催化剂；其二，SNCR存在所谓的反应温度窗口，一般文献介绍，其最佳反应温度窗口为850~1100℃，但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下，并且保证一定的停留时间，则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。采用SCR技术的脱硝反应，由于催化剂的存在，则可以在尾部烟道低温区域进行。 SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。 表2-1 选择性还原脱硝技术性能比较

重点解读SCR脱硝系统喷氨优化调整试验

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。 通过上述改造措施，能够将氮氧化物浓度控制到50mg/m3以下，但运行过程中存在局部氨逃逸偏大，自动跟踪系统满足不了运行要求等问题，导致还原剂耗量高、空预器阻力上升较快等问题。因脱销系统投产时SCR烟气脱硝系统采用传统的线性控制式喷氨格栅技术。 而目前脱硝系统新型结构改造经济成本高、周期长，在现有SCR脱硝系统中开展喷氨优化调整试验，是目前提高氨利用率、减少NO x污染物排放的主要手段，调节SCR脱硝系

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 发表时间：2018-06-21T10:12:35.273Z 来源：《电力设备》2018年第4期作者：李建忠 [导读] 摘要：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,无法精确控制脱硝出口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进行优化,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 （大唐长山热电厂发电部吉林省松原 138000） 摘要：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,无法精确控制脱硝出口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进行优化,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，先后对机组实施了脱硝改造，采用选择性催化还原(SCR)法进行脱硝，控制系统采用可编程逻辑控制器(PLC)控制，接入辅网进行操作调整。 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，无法精确控制脱硝出口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进行深入分析并优化。 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避免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作还原剂，烟气中NOx在经过SCR反应器时，在催化剂的作用下被还原成无害的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。由于喷氨量主要由氨流量调节阀控制，因此为保证脱硝出口NOx排放浓度满足环保要求，控制氨逃逸率低于3×10-6mg/m3，提高脱硝系统喷氨自动控制的品质尤为重要。 2喷氨自动控制影响因素分析及优化 初始逻辑设计虽然采用了较为经典的控制策略，但是设计不完善，没有考虑更多的细节，同时由于PLC实现复杂的模拟量控制较为困难，所以脱硝喷氨自动一直无法正常投入，长时间依靠运行人员手动调节，在负荷变化较大时，脱硝出口NOx质量浓度得不到及时有效地控制，严重影响了NOx的达标排放。为解决该问题，使喷氨自动能够有效投入，达到良好的调节品质，全面分析喷氨自动控制的影响因素，并对现有喷氨自动控制进行优化改造。 2.1影响因素分析 a.系统延迟性。由于脱硝反应系统及取样测量系统的延迟性，使喷氨自动控制系统被控对象的响应延迟时间在2～3min，是典型的大滞后被控对象，这意味着喷氨调节阀动作后，出口NOx需要一段时间才会有变化，这使得调节的及时性受到制约。 b.入口NOx含量波动大。受燃烧调整、煤质变化、负荷变化频繁及启停磨等影响，脱硝入口NOx质量浓度变化大、变化快，由于脱硝反应区入口到出口的距离短，喷氨反应有一定的时间滞后，所以反应就不完全，出口NOx也会相应快速上升，导致超调。 c.NOx测量数值异常。脱硝烟气自动监控系统(CEMS)取样采用直抽法，系统处于负压状态，若取样管路有泄漏，氧量测量就会失准，导致经过氧量折标的NOx质量浓度异常;取样探头及管线堵塞，取样流量消失，分析仪表报故障，会使NOx数值失准;分析仪表吹扫/标定期间，NOx数值将保持不变，这些都会影响喷氨自动控制。 d.烟气流量计算不准。烟气流量通过燃料量计算而来，由于其参与喷氨需求量的计算，其计算的准确程度，将决定计算所得喷氨需求量与实际需求量偏差的大小，偏差太大，主调修正回路无法进行有效地修正调节，从而影响喷氨自动的投入及调节效果。 e.喷氨流量的稳定性差。喷氨流量采用节流孔板的方式测量，其测量数值受到孔板特性的影响，同时受到氨区供氨压力的影响，供氨压力通过机械减压阀和稳压罐调节，供氨压力不稳，波动较大，使喷氨流量测量值频繁发生变化，与阀门开度对应的稳定性差，对调节回路产生扰动，影响调节效果。 f.喷氨不均匀。喷氨不均匀会引起反应器出口NOx含量分布不均匀，进而导致出口NOx测量值不具有代表性，从而影响喷氨自动调节效果;脱硝CEMS取样测点位置选取不当，可能使取样探头处于涡流区，NOx测量数值不能正确反应实际变化，这些也影响喷氨自动的调节效果。 g.控制逻辑设计不完善。PLC实现复杂的模拟量控制较为困难，原有逻辑回路无前馈信号，没有对大延迟属性进行有针对性地优化;原有逻辑对摩尔比进行偏置，对运行人员来说，画面中无摩尔比显示，偏置调整不直观。 2.2优化方法 2.2.1脱硝喷氨自动控制的优化 根据分析结果，优化现有的脱硝喷氨自动控制系统，对脱硝进出口CEMS系统全面细致检查，测点选取不当的进行移位改造;合理调整自动吹扫/标定时间及间隔时间，防止脱硝进出口CEMS装置的吹扫时间重合，最大程度保证接收的NOx、O2含量等参数的真实性;通过喷氨格栅(AIG)喷氨优化调整试验，调整每路进氨支管手阀的开度，调整不同区域的喷氨量，最终达到喷氨均匀;对喷氨调节阀进行检修，并重新调试定位，使两侧阀门开度与流量特性尽量一致，并在分布式控制系统(DCS)中利用函数修正阀门特性。 此外，也优化了控制系统逻辑，由于PLC实现复杂的模拟量控制较为困难，利用电流信号隔离器，将与喷氨自动相关的参数测点同时引入PLC与DCS中，并在DCS中对喷氨自动控制进行逻辑组态，然后将调节阀自动指令再送回PLC输出，脱硝喷氨自动的投切、给定值设定、流量偏置等与自动相关的操作仍在原辅网画面进行，仅在DCS中进行逻辑运算。 将控制逻辑引入DCS后，对喷氨自动控制策略优化，优化后主体仍采用串级回路控制，基于出口的串级控制方式。

脱硫脱硝清理喷氨管安全措施

脱硫脱硝清理喷氨管施工安全措施 一、施工时间： 二、施工地点： 三、施工负责人： 四、安全负责人： 五、施工方案： 炼焦车间脱硫脱硝工段脱硝仓内喷氨管可能堵塞，造成氮氧化物处理效果不佳。因此需要对喷氨管进行清理，具体施工步骤如下： 1、关闭需要清理仓室的进出口烟气阀门。 2、关闭2#脱硫脱硝氨气总阀门，并在阀门后打盲板。 3、关闭待清理仓室氨气分阀门，稀释风机停止运转。 4、打开对应仓室的除尘仓盖板，便于透气和降温。 5、使用压缩空气对待清理仓室进行置换和降温。 6、打开仓室人孔，取样分析合格。 7、待清理仓室温度下降至40℃以下，方可进人清理。 8、清理完毕后，合上人孔及除尘仓盖板。打开进出口烟气阀门。 9、打开2#脱硫脱硝氨气总阀门和分阀门。恢复正常运行。 六、施工风险分析

七、施工安全注意事项 1、所有参加施工人员必须学习本措施，认真贯彻本措施中要求的安全注意事项，现场施工人员全部签字。 2、施工负责人负责检查所有参加施工人员是否穿戴好劳保用品，施工前是否饮酒，是否保持良好精神状态。详细了解本次施工内容、部位及周围环境，认真落实本次施工的安全措施，向施工人员交代施工内容和安全注意事项。 3、施工前需将相应的仓室进出口翻板阀关闭，降低仓室吸力，并停止稀释风机运转。 4、待仓室温度较高，必须等到温度下降到40℃以下。 5、进入仓室清理喷氨管人员必须佩戴高温手套。 6、打开人孔盖及对应仓室除尘盖板，保持空气流通。 7、施工前关闭2#脱硫脱硝氨气总阀门和分阀门，并在总阀门后打盲板。 8、使用压缩空气对待清理仓室进行置换和降温。

9、对受限空间进行气体化验分析，合格后方可进入 10、进入仓室更换模块属于受限空间作业，必须遵守受限空间安全作业规程。 11、施工完毕后，安全负责人负责清点现场人数、工具，施工负责人负责清理现场，确保完好无误后方可离开。 附件：受限空间作业安全规程（GB30871-2014） 1. 作业前应对受限空间进行安全隔绝，要求如下： a) 与受限空间连通的可能危及安全作业的管道应采用插入盲板或拆除一段管道进行隔绝。 b)与受限空间相连通的可能危及安全作业的孔、洞应进行严密地封堵。 2.作业前，应根据受限空间盛装（过）的物料的特性，对受限空间进行清洗或置换，并达到下列要求： a)氧含量一般为18%～21%。 b)有毒气体（物质）浓度应符合GBZ 2.1 的规定。 c)可燃气体浓度要求同GB2.4.2规定。{当被测气体或蒸气的爆炸下限大于等于4%时，其被测浓度不大于0.5%（体积百分数）；当被测气体或蒸气的爆炸下限小于4%时，其被测浓度不大于0.2%（体积百分数）} 3.应保持受限空间空气良好流通，应采取如下措施。 应采用风机强制通风或管道送风，管道送风前应对管道内介质和

崇信电厂SCR烟气脱硝喷氨自动控制策略及优化方案

崇信电厂SCR烟气脱硝喷氨自动控制策略及优化方案 发表时间：2018-04-02T14:41:09.187Z 来源：《防护工程》2017年第34期作者：张宾 [导读] 中国水电崇信发电有限责任公司为2×660MW超临界机组，锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的HG-2145/25.4-YM12型直流锅炉。 甘肃能源崇信发电有限责任公司 744200 摘要：本文详细阐述了目前国内电厂脱硝系统普遍使用的氨气流量控制策略及其优缺点，根据崇信发电公司2×660MW超临界机组在脱硝系统投运时氨气流量控制策略所遇到的问题，进行了全面的优化改造，提高脱硝系统自动的投入率及控制准确度。 关键词：喷氨自动控制策略优化改造 0引言 中国水电崇信发电有限责任公司为2×660MW超临界机组，锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的HG-2145/25.4-YM12型直流锅炉，此锅炉配备了30只低NOX轴向旋流燃烧器采用前后墙布置、对冲燃烧，6台ZGM-113G型中速磨煤机配正压直吹制粉系统。 为了确保完成国家“十二五”期间氮氧化物减排任务，按照甘肃省环保厅的要求，崇信发电公司1、2号机组分别于2013年7月与9月完成了对锅炉尾部烟道脱硝系统的加装。截止目前，崇信电厂两台机组脱硝系统已经成功投运。在投入运行的过程中，由于现场设备及原脱硝喷氨自动设计上存在的不足，导致氨气流量自动控制经常失调，系统过度或过少喷氨，脱硝系统经常被迫退出自动。 面对这一难题，崇信公司技术人员对脱硝系统喷氨自动控制策略进行了优化改造。现脱硝系统可以长期正常投运，锅炉出口NOX含量控制精度大大提高，脱硝系统自动投入率也大大提高。 1 SCR的基本工作原理 SCR（Selective Catalytic Reduction）——选择性催化还原法，SCR脱硝技术是目前国际上应用最为广泛的烟气脱硝技术，它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。在日本、欧洲、美国等国家地区的大多数电厂中基本都应用此技术，目前，在我国SCR技术逐步被推广应用。 SCR烟气脱硝系统主要采用（NH 3）作为还原介质，由氨气储备供应系统、SCR反应器、烟气管道与控制系统等组成。烟气中Nox在经过SCR反应器时，在催化剂的作用下被氨还原为无害的氮气和水，不产生任何二次污染，其主要化学式为： 4NO+ 4 NH3+O2 =4N 2+6H 2O （1） 2NO2+4NH3+O2=3N 2+6H 2O （2） NO2+2NH3+NO=2N2+3H 2O （3） 但是过量的氨气，将产生副反应，主要的副反应有： 4NH3+2SO2+O2+2H2O=2（NH4）2SO4 （4） 4NH3+2SO2+O2+2H2O=2NH4HSO 4 （5） 由于烟气中的NOx主要由NO和NO2组成，其中NO约占NOx总量的95%，NO2约占NOx总量的5%。因此，化学反应方程式(1)被认为是脱硝反应的主要反应方程式。若NH 3?投入过量时，NH 3氧化时产生的副反应就会增加，造成空预器腐蚀及二次污染。若NH 3投入不足时，NO不能被充分反应，造成NOx排放超标。因此，要保证机组脱硝效率，防止设备发生腐蚀及二次污染，提高脱硝系统喷氨自动的控制品质尤为重要。 2 氨气流量控制策略 2.1氨气流量控制策略介绍 目前国内脱硝氨气流量控制策略一般采用基本的控制方式（固定摩尔比控制方式）。该控制方式是基于脱硝效率和催化剂脱硝能力的控制方式，在该控制方式下系统按照固定的氨氮摩尔比及脱硝效率设定值脱除烟气中NOx。崇信电厂1号机组原脱硝喷氨自动控制策略原理如图1所示。 图1喷氨量闭环回路控制原理图 此控制策略主要由两个控制回路组成一个串级控制回路： 主控制回路为出口烟气NOx含量的设定值与NOx测量值组成主调节回路，对副控制回路得到的需氨量进行30%的修正。 副控制回路为反应器入口NOx浓度（干态）与设定的出口Nox的差值再乘以负荷对应的烟气流量得到要脱掉的NOx含量，再乘上系数Kst.，系数Kst实际上是NOx和氨气的化学计量比，就得到理论需氨量。理论需氨量在主调节器输出（范围为0.7～1.3）修正后得到修正后需氨量。 修正后的需氨量作为副调节器的设定值，其与氨气流量测量值的偏差经过副调节器后控制氨流量调节阀开度，改变喷氨量的大小。

燃气电厂余热锅炉SCR烟气脱硝系统的喷氨优化调整

燃气电厂余热锅炉SCR烟气脱硝系统的喷氨优化调整 发表时间：2019-07-08T09:58:57.853Z 来源：《电力设备》2019年第5期作者：赵丹[导读] 摘要：SCR脱硝反应器出口NOX质量浓度分布不均匀会造成氨逃逸率高、还原剂消耗量增加等问题。（上海电气电站环保工程有限公司上海 201612）摘要：SCR脱硝反应器出口NOX质量浓度分布不均匀会造成氨逃逸率高、还原剂消耗量增加等问题。某电厂燃气-蒸汽联合循环机组300 MW余热锅炉SCR烟气脱硝系统经优化调整，SCR反应器出口NOX质量浓度分布不均匀度由44.2%降低至14.5％，SCR系统脱硝效率由72.99％提高到75.12％，平均氨逃逸浓度由7.98 ppm降低至3.73 ppm。关键词：SCR烟气脱硝系统；余热锅炉；NOX浓度；氨逃逸；喷氨优化 Optimal Adjustment of Ammonia Injection for Flue Gas SCR-De-NOx Facility of Heat Recovery Steam Generator ZHAO Dan （Shanghai Electric Power Generation Environment Protection Engineering Co.，Ltd.，Shanghai 201612，China） Abstract：The uneven distribution of NOx concentration at the SCR denitration system outlets will cause problems such as high ammonia slip rate and increased consumption of reducing agent.The SCR flue gas De-NOx facility of a 300 MW heat recovery steam generator was optimized.The distribution of NOx concentration at the SCR denitration system outlets was reduced from 44.2% to 14.5%，the denitration efficiency was increased from 72.99% to 75.12%，and the mass concentrations of ammonia slip were declined from 7.98 ppm to 3.73 ppm. Key words：flue gas De-NOx facility；heat recovery steam generator；NOx；ammonia escape；optimal design of ammonia injection 前言 随着经济的发展，每年大气污染物的排放量急剧增加，2014年9月，国家发改委、环保部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，首次提出了煤电行业的超低排放标准为：6%基准氧条件下，烟气中主要污染物含量：烟尘 < 5mg/Nm3，O2 < 35mg/Nm3，NOx < 50mg/Nm3。近年来，随着环保科技行业的发展，超低排放已经不仅仅是火电行业的标杆，也是包括化工、新能源，钢铁等各个行业的方向和标杆。3月5日李克强总理在2019年政府工作报告中，明确指出今年大气污染治理目标：SO2，NOx排放总量下降3%，化学需氧量，氨氮排放量下降2%，要进一步加强固体废弃物和城市垃圾的分类处置。3月19日，国家生态环境部门发布关 于垃圾电厂超标排放的征求意见表示：对于环保排放不达标的电厂，将被核减电价补贴资金，并限制享受退税政策。 1 SCR烟气脱硝优化改造试验 1.1试验目的 喷氨优化调整是通过手动调节SCR烟气脱硝装置入口每根喷氨支管的喷氨量，使SCR烟气脱硝系统出口NOX和NH3分布更均匀，提高SCR烟气脱硝系统的可用率[1]。根据华北地区某燃气-蒸汽联合循环机组300 MW余热锅炉的实际情况，制定如下试验方案。 1.2试验内容 1.2.1满负荷工况测试 测量机组满负荷运行时反应器出口的NOX浓度分布和氨逃逸浓度分布，初步评估脱硝装置氨喷射流量分配状况。 1.2.2喷氨格栅优化调整 在机组满负荷下，根据SCR反应器出口截面的NOX浓度分布，对反应器入口竖直烟道上喷氨格栅的手动阀门开度进行调节，最大限度提高出口的NOX浓度分布均匀性。 1.2.3性能评估测试 在完成喷氨优化调整之后，在机组满负荷下测量SCR反应器出口NOX浓度分布和氨逃逸浓度，并在50%负荷下进行校核测试。 1.3试验方法 1.3.1测点布置 本试验地点为北京某电厂燃气-蒸汽联合循环机组2号余热锅炉尾部烟道SCR烟气脱硝装置。试验采用网格法分区测量，SCR烟气脱硝装置出口烟道由北到南平均分为7个区域，每一区域6个测点，共计42个点。喷氨管道由北向南均匀分布，共分为七个区域，每个区域有三个喷氨阀门，分别调节区域内的喷氨流量。 1.3.2理论计算 烟气中NOX浓度（标干态，氧量15%）计算公式[2]为： （1） 其中，为标准状态，15 %氧含量，干烟气下NOX质量浓度；为实测干烟气中NOX的体积含量；为实测干烟气中的氧含量；2.05为NO2由体积含量ppm到质量浓度mg/Nm3的转化系数。试验中NOX浓度不均匀度用CV表示，计算公式为如下：（2） （3） （4） 其中，为标准偏差，为平均值，n为测点数，本试验为42。脱硝效率 计算公式为： （5） 其中Cin、Cout分别为SCR入口和出口NOX浓度。烟气氨逃逸浓度测量方法见标准文件DL/T260-2012《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验试验规范》[3]。 1.3.3试验仪器 本试验用到的主要仪器如表1所示：表1 试验仪器

脱硝SCR喷氨优化常态化管理

龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/836767842.html, 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。