600 MW机组NOx“超低排放”自动控制综合优化

夏维，毛奕升

(广东珠海金湾发电有限公司，广东 珠海 519050)



600 MW机组NOx“超低排放”自动控制综合优化

夏维，毛奕升

(广东珠海金湾发电有限公司，广东 珠海 519050)

对某国产600 MW超临界燃煤机组NOx排放自动控制存在的问题进行研究，分析造成烟囱出口NOx浓度控制不理想的原因，提出改进脱硝温度保护、优化锅炉燃烧控制策略、在喷氨控制中增加预测控制及动态前馈的综合优化方法并给以实施，实现机组烟囱NOx排放小于50 mg/m3的“超低排放”目标，监测数据达到燃机排放水平。

超低排放；脱硝控制；优化；预测控制；温度保护；燃烧控制策略

某发电厂2台600 MW国产超临界燃煤机组均装设了选择性催化还原脱硝(selective catalytic reduction，SCR)系统。2014年进行了锅炉省煤器分级、脱硝系统新增一层催化剂、脱硫系统增扩容、新增湿式电除尘器等一系列环保设施改造，并被列为2014年度煤电机组环保改造示范项目，要求达到天然气发电机组的排放标准，即在标准状态下(以下全同)，烟尘排放的质量浓度不大于5 mg/m3、SO2排放的质量浓度不大于35 mg/m3、NOx排放的质量浓度不大于50 mg/m3，按此标准达到控制燃煤电厂烟气污染物排放的“超低排放”[1]要求。该厂从工艺系统特性、自动控制策略、调节保护原则等方面入手，对自动控制进行了优化，达到了较好的效果，使NOx排放满足了“超低排放”的要求。下面以3号机组为例，介绍优化方法及效果。

1　脱硝系统及NOx控制概述

该厂控制NOx的方法主要依靠脱硝系统喷氨，原始喷氨控制策略采用常见的带前馈固定摩尔比串级控制[2-4]，即主调参数为脱硝出口烟道NOx的质量浓度，调整摩尔比修正值；副调参数为氨气流量，控制喷氨调节阀开度；由烟气流量及脱硝入口NOx质量浓度计算出氨气需求量作为前馈。原始喷氨控制结构如图1所示。

CEMS—烟气自动监控系统，continuous emission monitoring system的缩写。图1　原始喷氨控制结构

该厂脱硝控制遇到的主要问题有以下3点：

夏维，等：600MW机组NOx“超低排放”自动控制综合优化a) 虽然对机组进行了省煤器分级改造来提升烟温，但机组负荷在250 MW以下时仍会出现脱硝入口烟气温度过低的情况，常出现调峰至250 MW甚至更低负荷时，出现脱硝系统退出的情况。

b) 部分时段脱硝入口NOx的质量浓度上升到400 mg/m3以上，此时按照85%的设计脱硝效率计算，达不到“超低排放”规定NOx质量浓度不大于50 mg/m3的要求。

c) 传统的比例-积分-微分(proportion-integral-derivative，PID)控制用于喷氨控制效果较差，无法将出口烟囱NOx的质量浓度控制在50 mg/m3以内。

以上3个问题使脱硝系统的效能差，与“超低排放”要求的NOx排放标准有一定的距离，需要对自动控制系统进行优化。

2　综合优化方案

2.1优化脱硝系统温度保护，拓展低温运行范围

机组省煤器分级改造完成后，脱硝入口烟气温度有了明显的提升(约20 ℃)，但机组负荷在250 MW以下时，脱硝入口烟气温度仍会出现低于314 ℃的情况。经与厂家沟通，在确保催化剂活性和有效控制NH4HSO4生成的前提下，采用了通过脱硝入口烟气SO2、NOx的质量浓度来共同确定催化剂最低运行温度的方法[6]，对应定值见表1。

表1　脱硝系统最低运行温度及工况对照

表1中的最低温度不再是简单的固定值，而是根据脱硝入口烟气实时SO2、NOx的质量浓度值而计算的动态值，该值由分散控制系统(distributed control system, DCS)自动实时计算并用于退出脱硝系统的保护判断，其计算方法为：

(1)

式中：X为脱硝入口烟气NOx的质量浓度；t为脱硝最低运行温度；t1为脱硝入口质量浓度为250 mg/m3时对应的最低连续喷氨温度；t2为脱硝入口质量浓度为350 mg/m3时对应的最低连续喷氨温度。

为防止温度测量误差、波动造成的误动作及频繁退出，除对温度增加速率判断和坏值判断外，还对投入及退出脱硝的温度保护条件作了进一步优化，以剔除因单侧温度暂时波动而带来的误动作：

a) 单侧脱硝系统的投运条件是本侧脱硝入口温度合适；或者另一侧已投运，且与本侧温差的绝对值小于6 ℃。

b) 单侧脱硝系统的退出条件是当两侧脱硝入口温差小于6 ℃且两侧温度均低，延时5 min；或者当两侧温差大于6 ℃时，本侧温度低，延时5 min。

2.2减少锅炉燃烧过程中生成的NOx

该厂脱硝系统的设计脱硝效率为85%，当脱硝入口NOx的质量浓度高于334 mg/m3时，正常情况下，出口NOx的质量浓度就无法达到“超低排放”小于50 mg/m3的要求(通过大量喷氨，可强行压低NOx的质量浓度，但会造成氨逃逸率过高)。锅炉采用低氮燃烧器，正常稳定工况下，脱硝入口NOx的质量浓度在110～250 mg/m3，而在机组减负荷过程中脱硝入口NOx的质量浓度会有大幅度突升，有时甚至超过400 mg/m3。变负荷工况脱硝系统入口NOx的典型动态曲线如图2所示。

1—机组负荷；2—脱硝入口NOx的质量浓度；3—脱硝入口氧量；4—锅炉风煤比。图2　机组降负荷脱硝入口NOx典型动态过程

经过观察分析，造成NOx质量浓度突升的直接原因是燃烧区域的氧量变化。参考其他电厂的经验，对燃烧氧量的控制主要涉及氧量修正、风量燃料量配比、二次风挡板控制[7-8]等。

2.2.1氧量修正优化

a) 合理降低氧量，这样既利于锅炉效率的提高，也利于抑制NOx的生成。在不同负荷工况下进行最优NOx排放氧量试验，优化氧量设定，所得结果如图3所示。

1—优化前；2—优化后。图3　优化前后的机组负荷-氧量设定对比曲线

b) 为维持燃烧稳定，变负荷时，控制器保持原氧量输出值不变，直到变负荷结束后才重新参与送风调节，导致变负荷过程中送风量不能得到氧量的有效校正，与避免过氧燃烧、降低NOx质量浓度的目标相矛盾。优化措施是开放氧量控制器在变负荷工况下对送风量目标值的动态校正作用，使风煤比突升时，风量能更快速动作。氧量校正优化结构对比如图4(a)、(b)所示。

图4　氧量校正结构优化前后对比

2.2.2CCOFA风及SOFA风优化

开大紧凑燃尽风(close-coupled overfire air，CCOFA)、分离燃尽风(separated overfire air，SOFA)挡板有利于抑制NOx生成，但会影响飞灰、CO和排烟温度，使锅炉受热面的温度分布以及汽温状况发生变化[9]。对不同CCOFA、SOFA风门开度进行试验，得到机组各负荷段下的最佳风门开度组合。根据试验结果将CCOFA和SOFA风门控制设定为跟踪机组负荷，其趋势曲线如图5所示。

1—CCOFA1、CCOFA2；2—SOFA1、SOFA2；3—SOFA3、SOFA4、SOFA5。图5　负荷与CCOFA风、SOFA风挡板开度设定值函数曲线

2.2.3燃料、送风及协调控制优化

a) 正常情况下，燃料量目标值跟踪锅炉指令，送风量目标值跟踪机组负荷指令，但机组负荷指令并不像锅炉指令一样具有动态超前环节，因此风的动作要慢于煤的动作，另外原风煤交叉限制函数也未考虑对NOx的抑制。为加快送风动作，适当对机组负荷指令与送风指令函数、机组指令对锅炉指令的前馈、风量对煤量限制3个函数关系进行调整，总体调整方向是减小送风量，加大燃料量以及放大风量对煤量的限制。优化前后对比曲线如图6、图7、图8所示。

1—优化前；2—优化后。图6　送风设定值优化曲线

1—优化前；2—优化后。图7　锅炉前馈指令优化曲线

1—优化前；2—优化后。图8　风量对煤量限制优化曲线

b) 为减轻减负荷过程中间点温度和悬吊管壁部分超温现象[10]，在原协调控制系统锅炉主控回路负荷前馈设置动态超前环节，实现超前加减燃料，但加剧了过氧燃烧。为解决该问题，在送风控制目标值生成回路增加一个动态超前环节，以减少动态过程中因煤量超前而引起的风煤比升高的问题。

2.2.4优化后的控制逻辑

优化后的协调、送风、燃料、氧量逻辑结构如图9所示，其中虚线框的环节表示在优化过程中有修改。

DEH—数字电液调节系统，digital electric hydraulic control system 的缩写。图9　优化后的协调、送风、燃料、氧量控制结构

2.3脱硝喷氨控制策略优化

喷氨调节阀动作后氨气发生还原反应，仪表抽取并检测输出，滞后时间超过2 min。原控制策略虽然采用前馈-反馈串级控制，但前馈信号反映的是2 min之前的状态，当脱硝入口NOx的质量浓度大幅变化时，前馈就失去了及时补偿的作用；另外，喷氨控制的是脱硝出口NOx的质量浓度，而环保考核的NOx的质量浓度测点在烟囱出口，烟气从脱硝出口流动到烟囱出口经过了空预器、引风机、脱硫系统等环节，又存在1 min的延迟，导致烟囱出口NOx质量浓度与脱硝出口NOx质量浓度在静态特性与动态特性上均存在一定差别。如文中第2.2.2中所述，由于燃烧工况的变化，喷氨控制效果不佳，有可能导致烟囱出口NOx的质量浓度升至50 mg/m3,甚至100 mg/m3以上，无法达到“超低排放”的要求。

为增强脱硝喷氨NOx质量浓度的控制效果，参考了其他电厂经验[2,11-16]，在原有的前馈-反馈串级控制的基础上引入变负荷预测喷氨、氧量及风煤比前馈、脱硝出口、入口NOx质量浓度等修正环节，优化后的结构如图10所示。

图10　优化后的的喷氨控制结构

2.3.1变负荷智能预喷氨

a) 当机组负荷设定值与控制指令偏差大于20 MW时，发出持续30 min的变负荷信号，当脱硝入口NOx质量浓度高于一定值(视负荷段而不同)时，该信号会触发以下动作：在现有喷氨量基础上增加一定的喷氨量(见表2，总量不超过限值)，同时减弱喷氨控制器的比例-积分(proportion-integra，PI)的调节作用，以前馈控制为主。变负荷信号生成原理如图11所示。

表2预喷氨量定值

负荷范围/MW波动次序NOx浓度限值/(mg·m-3)增加的喷氨量/(kg·h-1)600～4852105485～295第一次18015485～295第二次21012485～295第三次2408485～295后续2605

图11　机组变负荷信号逻辑结构

b) 在一次变负荷过程中，脱硝入口NOx质量浓度可能会多次大幅波动，从而产生多次预喷氨动作。为防止喷氨过多或或者因喷氨量突变造成内扰，须待上次预喷氨退出后才允许下次预喷氨，且后来波动所需要预喷氨量应减小。每一次NOx质量浓度的判断限值和预喷氨增量均有所不同，可见表2。

c) 当脱硝入口NOx质量浓度达到顶峰转入下行后延时6 s时，将预喷氨量消除；如果消除喷氨量后的设定小于当前工况理论计算需求值，则不减去喷氨增量，而由后续PID调节自动调平。当脱硝出口NOx质量浓度测量值比设定值低5 mg/m3时，恢复脱喷氨制器的PI调节作用。

2.3.2氧量与风煤比前馈

脱硝入口氧量与脱硝出口NOx质量浓度基本在同时刻发生变化，锅炉风煤比则提前5 min左右反映随后脱硝入口NOx质量浓度的变化(但具有一定的不确定性)。因此除将脱硝入口氧量加入喷氨前馈计算过程外，还将锅炉风量、煤量信号接入脱硝控制系统，计算实时风煤比例与预设值的偏差，将其作为喷氨需求量的修正因子，最终使喷氨能尽量提早动作，原理结构如图10所示。

2.3.3烟囱出口NOx偏差校正

为避免因烟囱出口NOx质量浓度与脱硝出口NOx质量浓度存在偏差而造成排放超标，以烟囱出口NOx质量浓度为基准与脱硝出口NOx质量浓度进行实时比较，得出两者的偏差后计算其累计平均值，当其超过一定值时，对喷氨控制器的NOx质量浓度测量值进行修正，使喷氨能根据烟囱出口NOx质量浓度接的变化而动作，其逻辑结构如图12所示。

图12　烟囱出口对脱硝出口NOX质量浓度修正逻辑结构

2.3.4CEMS仪表吹扫校正

CEMS作为NOx质量浓度的唯一测量手段，它每隔4 h需进行一次吹扫校准，期间CEMS分析仪表输出信号保持不变。该时段内,当负荷变化时，预喷氨算法会因无法判断脱硝入口NOx质量浓度的变化而不能正确动作，并且在CEMS仪表吹扫结束恢复后，会导致喷氨调节的波动。解决方法是将两侧CEMS吹扫校准时间尽量错开，一侧吹扫时，用另一侧NOx质量浓度暂时替代该侧测量值，由于两侧测量存在差异，在替代时通过两侧吹扫前的差值进行修正。以A侧为例，原理结构如图13所示。

图13　对A侧脱硝入口NOx质量浓度的修正逻辑结构

3　结束语

a)脱硝温度保护系统优化后，脱硝投入时间得到大幅提高。通过煤种掺烧和合理操作，最低投运负荷可低至180 MW。3号机组优化完成后，除启、停机低负荷阶段外，脱硝系统全时投入无退出。

b)对锅炉氧量、SOFA风、控制策略等进行优化后，燃烧过程中NOx的生成得到有效抑制，负荷平稳时脱硝入口NOx的质量浓度平均控制在220 mg/m3上下。在450～300 MW降负荷过程中，脱硝入口NOx的质量浓度波动峰值可控制到低于300 mg/m3，较优化前的450 mg/m3，甚至500 mg/m3有显著改善，极大缓解了脱硝喷氨控制的压力。

c)对脱硝喷氨控制逻辑进行改进和优化后，极大降低了烟囱出口NOx的质量浓度，烟囱出口NOx小时均值质量浓度达到35 mg/m3以下，在变负荷恶劣工况下出口NOx波动极小，且不超过50 mg/m3，达到了“超低排放”要求的任意时刻烟囱出口NOx的质量浓度均小于50 mg/m3的要求。

d)2015年，该厂委托中国环境监测总站和山东省环境监测中心站对3号机组进行了“达到燃机排放水平环保改造示范项目”的评估监测工作，最终监测数据达到燃机排放水平。

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(编辑王夏慧)

Comprehensive Optimization on Automatic Control for NOxUltra-low Emission of 600 MW Unit

XIA Wei, MAO Yisheng

(Guangdong Zhuhai Jinwan Generation Co., Ltd., Zhuhai, Guangdong 519050, China)

This paper studies existing problems in automatic control for NOxemission of one homemade 600 MW supercritical coal-fired unit and analyzes reasons for unsatisfactory control on NOxconcentration at the exit of chimney. It proposes and implements comprehensive optimization methods of improving denitration temperature protection, optimizing boiler combustion control strategy and adding forecast control and dynamic feedforward in ammonia spraying control so as to realize target of ultra low emission of making NOxemission concentration less than 50 mg/m3as well as ensure monitoring data reach to emission level of the gas turbine.

ultra low emission; denitration control; optimization; forecast control; temperature protection;combustion control strategy

2016-01-26

2016-03-31

10.3969/j.issn.1007-290X.2016.09.004

TK323

B

1007-290X(2016)09-0017-06

夏维(1978)，男，江苏苏州人。工程师，工学硕士，从事发电厂热工技术管理工作。

毛奕升(1985)，男，浙江常山人。工程师，工学学士，从事发电厂热工自动化工作。