600MW机组SCR脱硝系统控制策略优化

田有龙 张景旭

(华能国际电力股份有限公司上安电厂,河北石家庄 050310)

600MW机组SCR脱硝系统控制策略优化

田有龙 张景旭

(华能国际电力股份有限公司上安电厂,河北石家庄 050310)

介绍了华能上安电厂600MW超临界机组SCR脱硝系统原始控制方案,分析了该方案存在的问题,根据物料守恒原理提出新的优化方案。控制逻辑改进后,解决了烟气出口NOx浓度因大惯性而难于控制的问题。对实际运行参数检验表明,达到了各项控制指标,较好地满足了脱硝自动化控制的要求,并具有较强的通用性和实用性。

600MW 超临界机组 SCR 优化控制

1 上安电厂三期SCR系统概述

上安电厂三期采用单炉体双SCR结构体布置，采用高灰型SCR布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，氨喷射格栅放置在SCR反应器上游的位置。烟气在锅炉出口处被平均分成两路，每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR反应器里，即每台锅炉配有两个反应器，在反应器里烟气向下流过均流板、催化剂层，随后进入回转式空气预热器、静电除尘器、引风机和FGD，最后通过烟囱排入大气。

主要的化学反应方程式如下：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

6NO2+8NH3→7N2+12H2O

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%。

2 原控制方案的问题

原脱硝系统控制方法是仅用出口NOx含量与手动设置值比较来保持出口NOx恒定。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脱除烟气中NOx，这种控制方式是设定值可调的单回路控制系统，控制回路简单易于调试和整定，是这种控制方式的优点，但其缺点是会过度脱氮，增加运行成本。

3 控制系统的改进

3.1 改进方案

SCR烟气脱硝控制系统利用NH3/NOx摩尔比提供所需要的氨气流量，使用烟气进口NOx浓度和烟气流量的乘积得到基本的NOx含量，再乘以NH3/NOx摩尔比便可得到氨气需求量，出口NOx浓度控制对NH3/NOx摩尔比加以修正(对氨气需求量的修正)并参与控制，最终得到氨气流量的目标设定值。SCR控制系统根据计算得出的氨气需求量信号通过控制氨气阀开度，实现脱硝自动控制，

3.2 逻辑优化措施

(1)锅炉总烟气流量主要采取以下两种方式：直接测量和间接计算。

烟气流量直接测量方式一般有两种：一是采用皮托管配差压变送器的常规风量测量方法，但是需要考虑烟气固体颗粒对检测元件的防磨防堵的要求，测点选取是否合适，能否代表整个流场分布。二是采用热敏原理的测量元件。热敏测量元件虽然解决了高温、防磨、防堵的问题，但存在测量结果滞后、探头易沾污等不足，影响测量结果。

由于测量受到的干扰较多，比如温度场、流场均匀性、边壁效应、测量元件本身原因等等，测量烟气流量测量误差比较大、滞后严重。

烟气间接测量是通过锅炉给煤量计算获得，具体步骤如下。

①理论干空气量V0(空气过剩系数a＝1)的计算：

V0＝(1÷0.21)×(1.866×Car÷100＋5.55×Har÷100＋0.7× Sar÷100－0.7×Oar÷100) ＝0.0889×(Car＋0.375×Sar)＋0.2643 ×Har－0.0333×Oar＝0.0889×Kar＋0.2643×Har－0.0333×Oar

其中Kar＝Car＋0.375×Sar，Car、Har、Sar、Oar均与燃煤煤质有关，当锅炉燃煤一定时，理论干空气量V0为一常量，组态人员可根据以上公式通过DCS模块实现理论干空气量V0的计算，其单位为m3(标准)/kg。

②干烟气容积Vgy的计算：

Vgy＝(1.866×Car÷100＋0.7×Sar÷100)＋(0.79×V0＋0.8× Nar÷100)＋(a-1)×V0＝1.866×(Car＋0.375×Sar)÷100＋(0.79× V0＋0.8×Nar÷100)＋(a-1)×V0＝1.866×Kar÷100＋(0.79×V0＋0.8×Nar÷100)＋(a-1)×V0

上式中Kar＝Car＋0.375×Sar，Car、Har、Sar、Oar、Nar均与燃煤煤质有关，空气过剩系数a取1.4(根据实际情况也可设定为其他值)，当锅炉燃煤煤质一定时，干烟气容积Vgy可通过上式计算，组态人员可根据以上公式通过DCS模块实现理论干烟气容积Vgy的计算，其单位为m3(标准)/kg。

③根据给煤量(由机组DCS发出)可计算出一台机组燃煤产生的干烟气量：干烟气量(m3(标准)/h)＝干烟气容积(m3(标准)/kg)×给煤量(kg/h)。一台反应器的干烟气量为一台机组的干烟气量除以2，调试时根据调试测得的两台反应器的烟气流量比进行修正。

此种方法适合煤种稳定的电厂使用，但目前不少电厂为了降低燃料成本进行了经济煤种掺烧，导致煤质变化很大，此种测量方法无法准确反映实际烟气流量。上安电厂就存在此种情况，经过反复试验，最终确定通过负荷作为变量进行修正可以基本反映烟气量变化，为系统稳定调节提供了可靠参数。

(2)计算出的烟气流量乘以入口NOx浓度与设定值之差再乘以氨氮摩尔比，即是所需的氨气流量。摩尔比是根据系统设计的脱硝效率计算得出的，在固定摩尔比控制方法中为预设常数，一般为60左右。

(3)氨气的质量流量由在氨气喷射母管测得的体积流量通过温度和压力修正后取得或者直接选用质量流量计测得。流量控制系统的共同点是时间常数短、参数变化快，宜选择比较稳定的控制系统，在本系统的回路选择了比例积分控制器(PI)，避免了比例积分微分控制器(PID)中的微分环节导致系统波动、严重调节阀频繁动作的缺点，选用较小的比例度和较大的积分时间增加控制系统的稳定性和可控性。

(4)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，控制回路中加入高低负荷变化调节变参数措施，高负荷NOx含量较高调节加快，低负荷NOx含量较低调节减弱以适应各负荷段的不同需求。

经过改进后的控制方案，反大惯性作用明显增强，稳态时出口NOx基本可控制在设定点±15mg/Nm3，动态±30mg/Nm3。由于受脱硝反应器催化剂的特性决定，即便在锅炉负荷已确定的条件下，出口NOx浓度也将会波动较大，由于环保压力超标时间不能太长，因此在副调设定点加入出口NOx浓度超标较大时(大于110mg/ Nm3)并经过一定时间(大于20秒，避免频繁调整)则逐步增大喷氨流量设定值，距控制设定点越远增加量越多，以此加大调门输出增加喷氨量快速将其拉回。

4 改进建议

喷氨调阀流量线性对控制系统稳定性至关重要，目前现场使用调门质量线性一般，无法实现流量的精准控制，因此调阀控制误差成为调节系统无法更加稳定内扰因素，今后可以考虑改造为线性精度更好的进口调阀。

对于燃烧产生的NOx控制方法除了燃烧后控制，还有燃烧中控制，加装脱硝装置为燃烧后控制。燃烧中控制则通过改进燃烧方式和生产工艺，采用低NOx燃烧技术，降低炉内NOx生成量。经过试验观察总风量对出口NOx影响较大尤其是二次风中的顶层燃尽风对入口NOx含量影响较大，但同时对主蒸汽温度控制也会造成较大影响，两者有耦合作用并有一定的矛盾性，如何改进燃烧优化技术，做到二次配风和燃尽风精准控制降低NOx的产生，还需进一步探索实践。

5 结语

华能上安电厂SCR脱硝控制系统的控制策略经过改进后参数选择全面、参数整定方式清晰、对象识别速度快，而且充分利用随动关系对NH3/NOx摩尔比，并用比例控制方式的优势，解决了出口NOx浓度因大惯性而难于控制的问题。经过实际运行调试和参数优化的检验，系统鲁棒性强，达到各项控制指标，较好地满足了SCR脱硝自动化控制要求，为脱硝系统的安全、稳定和经济运行提供了保障。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，采用此种脱硝控制方案的火力发电厂可在确保烟气排放达标的同时增强脱硝系统运行的可靠性、连续性和经济性，减少氨逃逸确保空预器长周期稳定运行，最终实现节能减排的目标。

[1]华能上安电厂#5、#6机组烟气脱硝改造SCR控制逻辑描述.东方锅炉股份有限公司,2012.

[2]脱硝DCS系统组态图,上安电厂.

[3]马孝纯,等.锅炉脱硝SCR法的控制策略研究[J],电站系统工程[J], 2013,(1):65-66.

[4]赵毅,朱洪涛,安晓玲,等.燃煤锅炉SCR法烟气脱硝技术[J].锅炉技术,2009,40(2):76-80.