燃煤机组SCR脱硝系统近零排放下热工控制研究与工程实践

李德波， 曾庭华， 廖永进， 冯永新， 毛奕升， 谢 斌， 张桂平

(1. 广东电网有限责任公司电力科学研究院， 广州 510080；2. 广东珠海金湾发电有限公司， 广东珠海 519000)



燃煤机组SCR脱硝系统近零排放下热工控制研究与工程实践

李德波1， 曾庭华1， 廖永进1， 冯永新1， 毛奕升2， 谢 斌2， 张桂平2

(1. 广东电网有限责任公司电力科学研究院， 广州 510080；2. 广东珠海金湾发电有限公司， 广东珠海 519000)

针对某燃煤电厂进行“近零排放”改造后，SCR脱硝系统无法实现长时间稳定的NOx排放的现状，从热工控制逻辑着手进行研究，并进行工程应用，提出了适合“近零排放”改造后SCR脱硝系统热工控制的关键技术.结果表明：通过NOx生成端优化，机组NOx平均质量浓度进一步降低，基本控制在200 mg/m3；在原有的前馈-反馈串级控制基础上引入智能预测前馈控制，有效地进行偏差调节；烟囱出口NOx质量浓度超过50 mg/m3的时间进一步减至0.

SCR脱硝系统； 近零排放； 热工控制

当前大气环境形势严峻，经常发生空气重污染现象，雾霾天逐年增多，已威胁到人们的身体健康.各级政府陆续出台多项政策措施，大力治理大气污染，改善空气质量.2014年我国发展和改革委员会与环境保护部联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》，要求2020年前，中东部现役燃煤机组基本达到燃气轮机排放限值.“近零排放”目前已成为燃煤机组新一轮环保改造的热点，学术界和工程界针对“近零排放”开展了一些前期的基础研究和工程改造，进行了一批“近零排放”改造的示范工程，如嘉兴发电有限责任公司、广州华润热电有限公司和广东珠海金湾发电有限公司等.

王临清等[1]对超低排放的减排潜力及其在PM2.5环境效益等方面进行了研究，结果表明，长三角、京津冀的燃煤机组实施超低排放改造后，与现有燃煤电厂排放的污染物相比，SO2、NOx、烟尘以及烟尘中一次PM2.5减排比例均在90%以上，SO3减排幅度达到70%左右.梁志宏[2]针对低氮燃烧(LNB)与选择性催化还原(SCR)脱硝系统的耦合优化问题进行了研究，开发了燃煤锅炉高效低NOx协调优化系统.李德波等[3-7]采用计算流体力学方法对燃煤机组低氮改造过程进行了数值模拟研究，计算得到不同配风方式下炉膛出口NOx浓度变化规律.但现场实际运行情况表明，当燃煤机组进行“近零排放”改造后，烟囱出口处NOx浓度很难长时间稳定保持在“近零排放”环保标准以下，导致经过“近零排放”改造的燃煤机组无法实现真正意义上长期稳定的环保排放标准，其主要原因是受到燃煤种类、锅炉燃烧控制和脱硝系统热工控制等复杂耦合因素的影响.李德波等[8-9]在SCR脱硝系统导流板优化、SCR催化剂更换数学模型等方面进行了研究.杨青山等[10]为提高脱硝反应器入口烟气温度提出了具体的技术方案.但在提高脱硝系统现场运行稳定性，保证反应器出口NOx浓度长期稳定等方面的研究目前还鲜见报道.

某电厂3号、4号机组原有烟气处理系统对污染物的处理无法满足最新的“近零排放”要求，因此必须对环保系统进行升级改造.该电厂开展了机组污染物“超净排放”现场改造.但是改造后，SCR脱硝系统热工控制存在技术问题，导致烟囱出口NOx质量浓度短时间超过50 mg/m3，无法满足烟囱出口NOx质量浓度在50 mg/m3以下的要求.笔者针对现场技术问题，从控制逻辑着手对脱硝系统实现“近零排放”存在的问题进行研究分析，进行了一系列优化技术研究，取得了良好的工程应用效果，为我国其他燃煤机组开展“近零排放”后实现NOx稳定环保排放提供了较好的借鉴价值.

1 锅炉及脱硝系统设备情况

某电厂3号、4号锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型、露天布置燃煤锅炉.燃烧方式采用低NOx同轴燃烧系统(LNCFS)，煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式燃烧器.在主风箱上部设有2层紧凑燃尽风(CCOFA)喷嘴和5层分离燃尽风(SOFA) 燃烧器. 表1和表2为锅炉设计参数和煤质参数.

表1 锅炉设计参数Tab.1 Design parameters of the boiler

表2 运行煤质Tab.2 Coal quality analysis

脱硝系统采用选择性催化还原法，脱硝装置采用高尘型工艺，设置2台SCR反应器，布置在省煤器与空气预热器之间.为了达到SCR脱硝装置最低连续喷氨温度的要求，对省煤器进行了分级改造.

2 脱硝系统“近零排放”的技术难点

为了实现“近零排放”要求，该电厂进行了省煤器分级改造、脱硝系统增加一层催化剂、脱硫塔增容改造和增加湿式电除尘器等措施，于2014年底完成“近零排放”改造. 改造完成后进行了现场性能考核试验，试验结果表明：SO2质量浓度长时间稳定在10～30 mg/m3, 粉尘质量浓度长时间稳定在5 mg/m3以下，受煤质、燃烧运行方式、脱硝系统现场仪表测量以及热工控制等综合原因，NOx质量浓度无法真正长时间稳定在50 mg/m3以下，因此无法真正实现“近零排放”的环保要求.要实现脱硝系统长时间稳定达到“近零排放”要求，还需解决以下几个关键技术难点：

(1) 由于脱硝催化剂设计运行温度为314～400 ℃，在省煤器分级改造完成后，SCR入口烟气温度有了明显的提升，改造前后温度对比见表3. 但在250 MW以下时由于煤种的偏差会存在温度低于314 ℃的情况，不能完全实现全工况脱硝.

(2) 脱硝系统逻辑设计时国家对NOx排放的要求相对宽松，原有控制策略偏保守，留有较大的安全裕量，已不适合目前日趋严格的环保要求.

(3) 该电厂燃烧器采用LNCFS，属于第二代低NOx燃烧技术，设计上具备较强的燃烧空气分级能力，理论上可以将NOx质量浓度控制在200 mg/m3(6%φ(O2)). 目前该电厂锅炉侧NOx质量浓度偏高，平均值在280 mg/m3(6%φ(O2)).

(4) 从喷氨到发生还原反应再到测量端显示有2 min的延时，从SCR出口NOx到烟囱排放NOx有1 min的延时. 虽然控制回路采用前馈-反馈控制，但由于从测量到反应至少有2 min的延时，使得该前馈做不到预判，不能有效应对入口NOx的大幅变化.即当入口NOx质量浓度大幅变化时，无法保证SCR控制系统能够快速响应，导致反应器出口和烟囱出口NOx质量浓度短时间超标.根据目前“近零排放”要求，烟囱出口NOx质量浓度要长时间稳定保持在50 mg/m3以下，热工控制方面面临较大的技术困难. 在机组较大幅度(100 MW)增减负荷的过程中，由于燃烧工况的变化，会增加NOx的生成，入口NOx质量浓度会有极大的升高，通常为稳定工况的2～3倍.在这一过程中，原有的控制回路不能提前预判NOx的变化，导致喷氨滞后，使得烟囱出口NOx质量浓度飙升至50 mg/m3甚至100 mg/m3以上.

(5) 采用烟气在线监测分析仪(CEMS)每隔4 h进行一次10 min的吹扫校准，在10 min内，CEMS表端进行保持处理，在这10 min内如果发生较大的NOx变化，则会导致烟囱出口NOx质量浓度超标，在CEMS测量恢复后，会引起调节系统的超调.

表3 脱硝系统改造前后SCR入口烟气温度对比Tab.3 Comparison of inlet flue gas temperature before and after retrofit of the SCR system

3 脱硝系统热工控制优化改进策略

为实现稳燃负荷以上全工况脱硝并满足“近零排放”的要求，主要从3方面对机组进行深度优化：对脱硝系统保护逻辑进行优化，提高脱硝系统投运率；对NOx生成端进行优化，减少锅炉侧NOx生成量； 对NOx脱除端进行优化，提高脱硝侧NOx控制水平.

3.1 脱硝系统保护逻辑优化

为保证脱硝系统热控设备和系统的安全、可靠运行，可靠的设备与控制逻辑是先决条件. 由于脱硝系统在设计、安装、调试时将注意力都放在了如何满足工艺系统的要求上，而对提高脱硝系统的可靠性考虑较少. 根据被控设备的工艺要求设计逻辑只是满足控制的最基本要求，如果不考虑被控设备和控制设备的特点，构成的控制系统可靠性有所欠缺. 对涉及脱硝喷氨的保护逻辑进行全面梳理，并进行优化，提高脱硝系统投运率. 主要进行了如下控制优化：

(1) 根据厂家的催化剂特性资料，该催化剂理论应用范围为280～400 ℃，当烟气温度较低时，催化剂的活性降低，NOx的脱除效率随之降低，此时NH3的逃逸率增大. 随着烟气温度的升高，SO2很容易被催化氧化成SO3，SO3与NH3反应生成的硫酸氢铵容易在锅炉空气预热器冷端局部换热面形成硫酸氢铵黏性物质，堵塞空气预热器换热元件，造成空气预热器烟气侧和空气侧进出口压差变大且伴随波动，影响锅炉风烟系统运行安全. 为满足合同设计要求投运期间脱硝效率大于85%，氨逃逸小于3 μL/L等硬性指标，厂家将SCR入口烟气温度最低保护值定在了314 ℃. 在确保催化剂活性和控制硫酸氢铵生成的前提下，笔者提出通过SO2质量浓度及入口NOx质量浓度来确定SCR最低运行温度(见表4). 在最优情况下SCR最低运行温度可降至293 ℃. 通过表4的对应函数关系，修改脱硝系统最低投运温度保护值，使其与SO2质量浓度和入口NOx质量浓度成对应关系. 结合煤种掺烧和运行的合理操作确保了锅炉稳燃负荷(220 MW)以上全工况脱硝的实现，现场实践表明可以做到180 MW脱硝系统投运.

(2) 将容错逻辑设计思想引入脱硝系统保护逻辑.

表4 催化剂最低运行温度及工况对照Tab.4 Minimum running temperature of catalyst and other working conditions

当脱硝系统出现可容忍的小故障时，保护逻辑应考虑容错，保持系统持续运行. 取消了原有的“一侧SCR入口烟气NOx出现测量坏值，延时10 s保护关闭对应侧喷氨关断阀”保护条件. 当有测量坏值时喷氨控制切换到手动控制，由运行操作人员根据实际工况进行暂时的手动干预.

尽量避免采用单点信号进行保护，改单点触发为多条件触发. 对原有“氨区至脱硝SCR供氨母管压力低于0.1 MPa，延时2 s保护关闭两侧喷氨关断阀”保护条件增加辅助确认条件. 由于其压力低的源头实际为氨区氨气缓冲出口母管压力低，将该保护条件修改为“氨区至脱硝SCR供氨母管压力低于0.1 MPa，且氨气缓冲槽罐压力低于0.1 MPa，延时2 s”，这样避免了仅仅由于氨区至脱硝SCR供氨母管压力低于0.1 MPa导致的喷氨关断阀关闭情况的发生.

当不得不采用单点信号作保护时，需引入故障鉴别信号. 对原有的“一侧SCR稀释风体积流量低于1 950 m3/h，延时5 s保护关闭对应侧喷氨关断阀”保护条件增加坏值剔除功能，避免变送器故障引起保护误动.

现场实践研究表明，完成省煤器分级改造及脱硝系统保护逻辑优化后，脱硝系统平均投运率由48.1%提升至99.7% 实现了稳燃负荷(220 MW)下全工况脱硝运行.

3.2 NOx生成端优化

影响燃煤机组NOx生成的因素比较复杂，笔者大体归结为3个方面：(1) 燃煤种类，煤种挥发分、含氮量、含碳量和发热值等综合因素的差异，导致在相同工况下，所生成的NOx将会有较大差别；(2) 炉膛燃烧结构，包括炉型和燃烧器机构和燃烧容量等主要设计参数；(3) 运行工况的差异，包括一次风速、煤粉浓度、煤粉系统、过量空气系数、燃烧配风方式和机组负荷等参数.

该电厂燃烧器采用的低NOx燃烧器，在设计煤种下理论上可以将NOx质量浓度控制在200 mg/m3. 但目前锅炉侧NOx质量浓度偏高，平均值为280 mg/m3. 因此结合该电厂燃煤常用煤种和炉膛燃烧结构，从过量空气系数、燃烧配风、机组负荷等主要可控手段出发，对燃烧自动控制进行优化.

3.2.1 静态燃烧控制优化

对SOFA风量、一次风风量、二次风风量进行标定试验并根据试验结果对风量计算进行参数修正，确保测量的稳定性、准确性和可靠性.

在300～600 MW负荷段进行降低NOx排放试验，试验不同负荷段不同氧体积分数下的运行情况，以确定锅炉最佳运行氧体积分数. 根据试验结果修改负荷对应的氧体积分数设定函数，结果见表5. 从表5可以看出，相比优化前，优化后不同负荷下的氧体积分数设定值有所减小.

表5 优化前后的负荷-氧体积分数设定函数Tab.5 Load vs. oxygen concentration before and after retrofit

通过燃烧调整试验，确定在氧体积分数一定的情况下，改变锅炉SOFA风门开度以改变主燃烧器区域与SOFA区域的风量分配比例. 对CCOFA、燃烧系统、燃料风及周界风进行调整，各负荷工况下，二次风与炉膛压差和风量有关，按目前的设定函数自动调节. 通过对不同SOFA风门开度进行试验，分析锅炉受热面温度偏差、再热器汽温及NOx排放指标等关键参数，给出锅炉在该负荷下最佳的氧体积分数和SOFA风门开度组合. 根据试验结果将CCOFA和SOFA风门控制优化为负荷开环控制，增加各负荷-小风门阀门开度配比函数(见表6).

表6 负荷-小风门开度配比函数Tab.6 Load vs. opening of air doors

炉膛与大风箱压差的变化引起NOx排放的变化幅度在5%以内，对NOx排放的影响较小. 在SOFA/CCOFA及周界风风门开度不变的情况下，炉膛与大风箱压差变化，主要改变了辅助风风门开度，影响了主燃烧区域二次风风量分配和上部燃尽风区域风量分配. 压差增大，上部燃尽风风量增大，NOx排放会降低，但效果有限. 调节该压差主要从稳燃的角度考虑而非降低NOx排放. 因此在确保炉膛燃烧稳定的前提条件下，尽可能降低炉膛与二次风箱的压差，降低烟囱出口NOx质量浓度，优化前后二次风箱压差随风量的变化见表7.

表7 优化前后炉膛与二次风箱压差控制函数Tab.7 Pressure difference between furnace and secondary air box before and after retrofit

3.2.2 动态控制策略优化

动态控制策略的优化主要是解决燃烧动态过程中风煤比变化过大，形成过氧燃烧从而导致NOx在动态变化过程中波动过大，尤其是在机组减负荷过程入口NOx质量浓度会有极大幅度的升高(通常为稳定工况的2～3倍). 从协调控制系统特点进行分析，发现造成上述现象的根本原因有：

(1) 变负荷过程中燃料目标跟踪锅炉指令，为平衡锅炉大惯性的特点，锅炉主控指令设置有超前动态前馈环节，即加负荷过程中预加燃料，减负荷过程中预减燃料. 而送风目标跟踪机组指令，无超前动态环节. 所以减负荷过程中风煤比会增加，形成过氧燃烧，导致NOx生成量增加.

(2) 在动态加负荷过程中，炉膛出口烟温升高，导致辐射换热的工质吸热份额减少，对流换热的工质吸热份额增加，而在减负荷过程中，由于锅炉辐射换热比重增加，对流换热比重减少，中间点温度(分隔屏过热器入口汽温)和悬吊管部分壁温会出现超温现象，故在燃料目标回路中增加动态超前环节，加(减)负荷过程中动态超前预加(减)燃料，并且负荷越低动态前馈量比重越大. 此动态环节进一步加大了风煤动态比例.

针对该问题采取相应的控制理念优化措施：

(1) 氧体积分数控制策略优化. 原机组变负荷工况下保持氧体积分数修正控制器输出，不参与送风修正调节，变负荷结束后80 s氧体积分数控制器重新参与调节. 在变负荷过程中，SCR入口烟气含氧体积分数波形与NOx波形基本一致，氧体积分数波形提前于NOx波形2.5 min.故增加氧体积分数控制变工况动态参数调节，并适当增强氧体积分数控制修正作用.

(2) 在确保机组燃烧稳定，安全运行的前提下，风量控制回路中增加一动态超前环节(预设增益为1.7、时间为3.5 min)，削弱动态过程中因煤量超前而引起的锅炉过氧燃烧强度，减少燃料型NOx生成量.

通过燃烧调整以及变负荷过程中风煤比的有效调整，机组NOx质量浓度平均值进一步降低，基本控制在200 mg/m3，同时大幅减少了入口NOx质量浓度超过250 mg/m3的时间，极大缓解了NOx脱除端的控制压力.

3.3 NOx脱除端优化

由于具有较高的脱硝效率，采用SCR方式的脱硝系统是大型火电机组脱硝系统改造的首选类型，而长期以来对SCR脱硝系统的研究主要针对其物理原理、设备结构和运行方式方面，却忽略了对脱硝自动控制策略的研究.

事实上在执行“近零排放”时，脱硝系统的自动控制品质至关重要. 目前脱硝喷氨控制普遍采用前馈-反馈串级控制，由于测量及反应的滞后，该控制策略不能有效地应对因燃烧工况的变化而引起的入口NOx质量浓度急剧变化的工况，存在较大的滞后和超调.

针对SCR脱硝喷氨控制系统的大滞后特性，对原有脱硝喷氨控制回路进行了优化改进.在原有的前馈-反馈串级控制基础上引入智能预测前馈控制，有效地进行偏差调节. 控制框图见图1.

图1 采用智能预测算法的喷氨控制框图Fig.1 Intelligent predictive algorithm of the NH3 injection

通过对机组负荷、总风量、总给煤量、SCR入口NOx质量浓度变化等众多因素的分析进行趋势预测，提前喷入后续NOx质量浓度变化所需的氨气量. 采用预测控制和带前馈的PID控制对比图见图2，使用带前馈的PID控制只能根据入口NOx质量浓度的变化来喷入所需的氨气，再通过偏差调节来控制NOx的排放，由于测量和反应的滞后，喷氨存在明显的滞后和超调过程. 而采用趋势预测可以提前响应入口NOx质量浓度的变化，及时喷入氨气有效控制NOx的排放.

图2 2种不同控制策略效果对比Fig.2 Comparison of control effect between two different strategies

对烟囱出口NOx质量浓度与A、B侧出口NOx质量浓度进行比较，评估得出A、B侧出口NOx质量浓度与烟囱出口NOx质量浓度的偏差，对控制器的NOx质量浓度测量值进行智能修正；对A、B侧喷氨量及入口NOx质量浓度进行比较，评估得出A、B侧出口NOx质量浓度之间的偏差，对A、B侧喷氨量进行智能配比. 现有机组改脱硝系统受到锅炉结构的限制，出口NOx测点的烟道呈狭长形，存在流场不均的问题，因而烟囱出口NOx质量浓度与SCR出口NOx质量浓度测量存在一定的偏差. 以环保考核点烟囱出口NOx质量浓度为基准对SCR出口NOx质量浓度进行实时比较，当累计质量浓度平均值超过一定误差时对控制器的NOx质量浓度测量值进行智能修正，确保控制稳定. A、B侧烟气流量也不能做到完全一致，因而A、B侧的喷氨量需要进行智能配比修正，确保两侧喷氨量的相对一致.

根据对CEMS仪表状态的判断，通过A、B侧浓度差值替代的方式，消除仪表校准过程中控制的不可判断性. 由于CEMS每隔4 h进行一次10 min的吹扫校准，在10 min内，CEMS分析仪表端进行保持处理，如果燃烧工况变化引起NOx质量浓度波动，预测算法将无法通过入口NOx质量浓度的变化率进行对应的预测，在CEMS测量恢复后，会导致调节的波动. 因而不能简单地通过测量保持来解决，利用A，B侧CEMS吹扫校准不同步，A侧吹扫时通过B侧替代，同时考虑到A、B侧测量不一致，需要进行差值叠加，这能很好地解决吹扫校准引起的调节波动.

根据脱硝系统出口NOx质量浓度控制波动情况(任何工况均小于50 mg/m3)倒推出设定值上限，按设定上限和85%脱硝效率对应的设定值取小值得出控制设定值，在满足脱硝效率的同时，确保全工况控制过程NOx质量浓度不超过50 mg/m3.

通过回路优化引入智能预测算法，大幅提高了系统闭环稳定性和抗扰动能力，有效地将烟囱出口NOx质量浓度控制在50 mg/m3以下. 由表8可以看出，优化后10 d时间烟囱出口NOx质量浓度没有超过50 mg/m3，有效地控制了NOx质量浓度的超标.

表8 4号机组脱硝系统优化前后参数对比Tab.8 Denitrification parameters of unit 4 before and after optimization of the SCR system

4 脱硝系统控制优化改进效果分析

通过选取优化前时间段2014-05-01 T 00:00至2014-05-11 T 00:00，部分优化后时间段2015-01-21 T 00:00至2015-01-31 T 00:00以及优化实践完成时间段2015-08-01 T 00:00至2015-08-11 T 00:00的数据，对优化前后3号、4号机组NOx排放进对比，时间间隔为1 min.

从表8可以看出，在优化前，4号机组脱硝系统投运率受最低投运温度的限制只能达到45%～50%，SCR入口NOx平均质量浓度处于较高的水平. 通过省煤器分级改造及脱硝系统保护逻辑优化后，脱硝系统已能实现100%的投运率，通过对燃烧系统的整改，3号SCR入口NOx质量浓度平均值降低了30 mg/m3，但烟囱出口NOx质量浓度超过50 mg/m3的时间仍高达2 928 min，SCR入口NOx质量浓度超过250 mg/m3和300 mg/m3的时间并没有大幅减少. 通过燃烧调整、引入智能预测算法等优化措施，SCR入口NOx平均质量浓度进一步降低，SCR入口NOx质量浓度超过250 mg/m3和300 mg/m3的时间也大幅减少，3号SCR入口NOx质量浓度平均值降低了50 mg/m3. 烟尘NOx质量浓度超过50 mg/m3的时间进一步减至0，整个NOx排放处于最优状态，真正实现了脱硝系统在任何时刻都达到“近零排放”的环保要求.

5 结 论

(1) 提出通过SO2质量浓度及入口NOx质量浓度来确定SCR最低投运温度方法，在最优情况下SCR最低投运温度可以降至293 ℃，确保了锅炉稳燃负荷(220 MW)以上全工况脱硝的实现.

(2) 将容错逻辑设计思想引入脱硝系统保护逻辑，确保脱硝系统长期稳定运行.

(3) 通过NOx生成端优化，机组NOx质量浓度平均值进一步降低，基本控制在200 mg/m3，同时大幅减少了入口NOx质量浓度超过250 mg/m3的时间，极大缓解了NOx脱除端的控制压力.

(4) 在原有的前馈-反馈串级控制基础上引入智能预测前馈控制，有效地进行偏差调节，大幅提高了系统闭环稳定性和抗扰动能力，有效地将烟囱出口NOx质量浓度控制在50 mg/m3以下. 通过表8看出，优化后10 d时间烟囱出口NOx质量浓度没有超过50 mg/m3，有效地控制了NOx质量浓度的超标.

(5) 通过上述热工控制优化，烟囱出口NOx质量浓度超过50 mg/m3的时间进一步减至0，整个脱硝NOx排放处于最优状态，真正实现了脱硝系统在任何时刻都达到“近零排放”的环保要求.

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Thermal Control Investigation and Engineering Practice of an SCR Denitration System in Near-zero Emission Coal-fired Units

LIDebo1,ZENGTinghua1,LIAOYongjin1,FENGYongxin1,MAOYisheng2,XIEBin2,ZHANGGuiping2

(1. Electric Power Research Institute of Guangdong Power Grid Corporation, Guangzhou 510080, China;2. Guangdong Zhuhai Jinwan Power Generation Co., Ltd., Zhuhai 519000, Guangdong Province, China)

To solve the problem existing in a certain coal-fired thermal power plant that its SCR denitrification system was unable to keep long-term stable NOxemission after near-zero emission retrofit, an investigation was conducted on the thermal control logic, and subsequently key thermal control technologies were proposed for the SCR denitrification system, which were then put into engineering application. Results show that the average NOxconcentration of unit could be reduced to below 200 mg/m3through optimization on the generation process of NOx; effective deviation adjustment could be fulfilled by introducing intelligent predictive feedforward control to the original feedforward-feedback cascade control; the emission concentration of NOxfrom the funnel could be reduced to below 50 mg/m3.

SCR denitration system; near-zero emission; thermal control

2015-10-19

2016-02-09

国家自然科学基金资助项目(51376161)； 中国南方电网重点科研资助项目

李德波(1983-)，男，湖北宜昌人，高级工程师，博士，主要从事煤粉燃烧污染物控制、超超临界燃煤机组调试、试验、煤粉燃烧高级数值模拟、大规模并行计算方法和程序开发等方面的研究. 电话(Tel.)：15920528785；E-mail：ldbyx@126.com.

1674-7607(2017)07-0569-08

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