3.1.5、NOX含量考核点和控制点的不一致。
在环保考核时以烟囱入口NOX含量测点为准，但是在自动调节时，以单侧烟道的SCR反应器出口NOX含量为被控量。存在的问题是，2个SCR反应器出口NOX测点偏差不大的情况下，与烟囱入口NOX测点存在不同程度的偏差。另外考核点烟囱入口NOX含量是标杆值，而进入控制的SCR反应器出口NOX含量则是实测值，未经氧量修正，也会存在一定的偏差。
3.2、改进措施
3.2.1：超低排放改造后，根据烟囱入口NOX的含量，对单侧SCR反应器出口NOX设定值进行改变。例如根据烟囱入口NOX的含量比SCR反应器出口NOX高10mg/Nm3时，则运行人员会将SCR反应器出口NOX设定在40mg/Nm3以下。
3.2.2：在两侧脱硝反应器入口分别加装风烟流量测量装置，用单侧的实测流量参与喷氨调阀的控制。
3.2.3：因喷氨自动调节的喷氨理论值计算根据反应器入口的工况，存在一定的不及时性、调门特性存在一定的死区、SCR脱硝反应过程所需一定的时间等原因造成的延时滞后，单从供氨调阀的自动回路优化效果不佳。考虑从协调控制入手，降低脱硝反应器入口NOX含量的突变：
为避免减负荷过程中富氧燃烧，取消减负荷控制回路中风量前馈修正回路。
减弱锅炉主控负荷前馈回路参数，使燃烧工况稳定，不同负荷段的系数如下表所示：
3.2.4:为减少AGC方式下，小负荷段工况下燃料量频繁加减造成排烟NOX的波动，负荷变动在20MW以内协调控制回路中取消负荷变化前馈参数。汽机主控侧：将汽机控制负荷回路减弱；将控制汽压的回路加强；并延长汽机惯性时间。适当加强锅炉主控，消除负荷变动时的汽压偏差，以适当提高负荷响应速度，减少汽机主控变动的影响。
3.2.5：对反应器出口NOX控制PID进行限幅，最多能进行-30—30t/h供氨流量的限制；对反应器出口NOX控制PID进行变参数控制：在收到反吹、标定等需要自保持的信号时，将PID控制器的参数切换到较弱的一路。
4、结束语
嘉兴发电厂1000MW燃煤机组烟气超低排放改造完成后，通过对SCR进、出口流场的测试、并采用多点取样旁路管的方式提高了测点的取样代表性，一定程度的减少了SCR出口与烟囱排放口NOX的数值偏差；通过对喷氨流量逃逸率的测量提高了氨气逃逸率的正确性，对供氨调节控制回路的改进及协调控制策略的优化后，排烟出口NOX基本能全时段控制在50mg/Nm3以下，为燃煤发电机组清洁化排放开辟了新的途径，对保障我国能源安全具有重要的战略意义。