基于预测控制的火电厂脱硝喷氨自动优化及应用

肖圣译，肖 寒，任 旻，郝玉春

(1.重庆科技学院，重庆 401331；2.国电重庆恒泰发电有限公司，重庆 400805； 3.烟台龙源电力技术股份有限公司，山东烟台264006)

随着国家对节能减排工作的不断深入推进，2015年12月国家发展和改革委员会、环境保护部及国家能源局联合发布了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(环发〔2015〕164号)，方案要求：“到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50(mg/cm3)[1]”。选择性催化还原法烟气脱硝技术(selective catalytic reduction,SCR)是目前最成熟的炉后脱硝技术，利用还原剂(NH3或者尿素)在催化剂作用下, 选择性地与NOx反应生成 N2和H2O[2]。SCR烟气脱硝系统反应机理复杂，脱硝效率受到喷氨量、烟气流速、烟气温度、催化剂活性的影响。为满足严苛的超低排放指标要求，目前许多火电机组只好采用过量喷氨的方式，一方面造成经济性变差，另一方面极易造成空预器堵塞，严重影响机组带负荷能力和运行安全性。本文提出基于预测控制的SCR优化控制方法，克服传统PID控制的缺点，经应用验证，该方法能有效控制净烟气NOx波动，降低喷氨量，减少氨逃逸，有效缓解空预器堵塞，提高机组安全经济运行能力。

1 脱硝工艺流程及存在问题

选择性催化还原法(SCR)是指在一定温度和催化剂的作用下，“有选择性”地与烟气中的NO反应并生成无毒无污染的N2和H2O。还原剂主要为液氨、尿素等。火电厂SCR烟气脱硝系统(见图1)包括还原剂制备系统和烟气反应系统两部分，还原剂制备系统是将还原剂制备成反应所需要的氨气，烟气反应系统是NOx和氨气进行氧化还原反应的场所，通过调节喷入的氨气量控制反应器出口的NOx含量[3]。

图1 燃煤电厂脱硝系统图

恒泰公司300 MW火电机组的脱销系统运行至今表现出一些问题，这些问题导致自动投入率低。该电厂脱硝喷氨自动采用两个常规单回路控制系统，对A、B两侧脱硝出口NOx分别进行控制，增加内回路流量PID校正(见图2)，以克服阀门线性度不好的问题[4]。但实际运行效果并不好，经分析存在较多问题。常规PID控制器很难取得良好的控制效果。

1)烟气偏流严重，烟气流场不均匀，且脱硝A/B侧出口NOx均采用单点测量，由于脱硝出口空间巨大、流场不均，单点位置不能很好地代表实际出口，导致脱硝出口测量不准，代表性不强。

2)吹扫校准干扰大，测点失真严重。为了防止NOx测量设备堵灰，系统设置有吹扫模式，一天内会频繁吹扫，只要一吹扫，NOx测量就完全失真。

3)考核目标和控制目标脱节。目前环保考核的是净烟气(即烟囱处)NOx，而该方案控制的却是脱硝塔出口NOx，由于脱硝出口NOx测量经常不准，因此通过脱硝出口NOx去调整净烟气NOx变得尤为困难。

4)反应和测量过程迟延大。如果直接以净烟气NOx为控制目标，则从喷入氨气开始，烟气经过脱硝、脱硫、除尘，到达烟囱入口整个过程延迟巨大，整个稳定时间超过10 min，环保考核处NOx测量值与喷氨阀门开度的纯延迟可达3 min，已完全超出各类常规PID控制器的有效控制范畴。

5)煤质变化幅度大，入口NOx波动大。

图2 脱硝常规PID控制方案

实际运行中，为严格保证烟囱出口NOx不超50 mg/Nm3，运行人员只能手动干预加大喷氨量，使脱硝出口NOx含量保持在极低位置，一方面造成氨气消耗量增大，经济性变差；另一方面多余的氨气进入到空预器，与空预器中的SO3、水蒸气生成硫酸氢铵凝结物，加速空预器堵塞，引起空预器差压增大，严重影响机组带负荷能力和运行安全性。因此，电厂急需对脱销控制系统进行优化升级，保证喷氨全程自动投入，一方面使烟囱出口NOx必须达标排放；另一方面，严格控制喷氨量，减少脱硝出口氨逃逸，防止空预器堵塞。

2 优化方案比较

2.1 优化目标

投入率高于95%的时间内，要求机组净烟气NOx波动控制偏差在稳态时小于±5 mg/Nm3，在动态时小于±10 mg/Nm3。

2.2 优化方案比较

1)脱硝出口采用矩阵式多点取样系统，以使得测量结果更加具有代表性。

2)增加脱硝SCR装置分区精细化喷氨控制技术[5]。通过在SCR入口水平烟道中，加装大范围烟气混合器，大幅度降低SCR入口NOx的不均匀度。烟气到达竖直烟道后，单侧烟道分成3个区，每个区截面接近正方形，因截面减小，分区内烟气在分区混合器的作用下发生强烈的旋转混合，分区内的NOx、NH3及粉尘等可基本混合均匀，这样每个分区内仅需1个测点即可代表该分区的浓度。在SCR出口的每个分区中心布置1个NOx测点，实时测量该分区NOx浓度。对喷氨格栅进行改造，并将喷氨支管分成3组，每组对应烟道中1个分区，并设置1个自动调节阀。根据每个分区出口NOx浓度值，实时调整各分区喷氨量，实时保证各分区氨氮摩尔比高度均匀，进而最大程度地降低氨逃逸水平，有效降低空预器堵塞风险。

此改造需改变脱硝工艺流程，增加较多设备，投入费用高、施工工期长。

3)采用模型预测控制 (model predictive control，MPC)的方式。MPC是一种进阶过程控制方法，在全世界石化工业得到广泛应用，已取得极大经济效益。MPC通过实验数据建立数学模型，其中精确的数学模型是预测控制成功的关键。MPC优化改造投资小，施工工期短，能较好地解决喷氨自动存在的问题，保障机组环保、经济运行。

恒泰公司300 MW火电机组，在2014年已经完成脱硝改造，考虑成本控制，决定暂不做脱硝工艺精细化喷氨技术改造，此次结合超低排放改造，将单点取样系统改造为矩阵式多点取样系统，增加MPC喷氨优化控制系统。

3 模型预测控制 (MPC)

3.1 MPC介绍

预测控制技术应用的难度很高，其中模型辨识部分是最难、最费时的一项工作。本项目采用的预测控制软件技术先进，不仅可以进行多变量闭环辨识方法，而且缩短辨识时间，比常规方法节省辨识时间70%以上，达到全自动在线/离线辨识[6]。因此，在工业过程中得到成功应用。

模型辨识本质上以控制为导向, 当得到系统模型后，就可以参与预测控制。如图3所示，预测控制优于 PID 控制的不仅仅是利用了输出值与设定值的偏差值，而且还根据模型来预估未来的输出，并不断地滚动优化未来“预测输出”与未来“目标值”的偏差，从而确定当前最优的控制量。可见，预测控制相比于PID 控制有了很大的改进和发展。尤其是预测控制的超前预测作用，能很好地克服系统延迟，加快响应，而又不加大系统超调。

图3 预测控制的输出

3.2 主要优化内容

将脱硫出口净烟气NOx测量值纳入控制目标， 通过辨识建立脱硫净烟气NOx与SCR侧参数间的完整模型。通过模型预测NOx排放值的波动趋势，控制策略上有效克服脱硫净烟气NOx仪表取样测量反应迟缓的问题。同时控制系统在CEMS测量设备自吹扫，保证测量信号在发生短期异常干扰的情况下保持正常工作。

预测控制算法复杂，在DCS实现比较困难，所以将算法布置在外挂的服务器中。优化控制服务器采集DCS的相关数据，在服务器中进行实时计算，优化控制服务器用高性能工控机实现，计算结果再实时送到DCS，指导DCS实现实时优化。通信方式通过MODBUS通信实现，优化系统与DCS系统通过国电智深COM通信卡件传输数据。

由于脱硝喷氨调节阀存在一定非线性，不同开度下流量特性不同，因此构造内回路流量 PID 控制，保证流量稳定。由于 A、B 侧出口 NOx测量相对准确，因此把 A、B 侧出口NOx和净烟气 NOx都纳入控制，构成NOx串级控制，同时用预测控制器 MPC 替代 PID 控制，克服系统大延迟(见图4)。

图4 脱硝喷氨自动优化控制方案

控制目标直接为脱硫出口 NOx，解决了控制目标与考核目标脱节的问题。由于脱硫出口NOx在两侧 SCR 出口混合后又经过了较长的流程，混合更为均匀，避免了流场不均导致的测量不准确问题。通过辨识模型，用模型输出值代替吹扫时刻失真值，解决了设备吹扫时测量失真问题。用预测控制代替 PID 控制，解决了喷氨阀门到净烟气NOx纯延迟大的问题。

同时，优化系统通过多种技术来保证系统的安全运行。

1)优化系统在DCS中组建看门狗逻辑，在通信中断时，及时切回常规控制回路，并在操作画面上进行颜色变化、光字牌报警给出提醒。

2)系统不断检测由DCS侧获取的实时数据的正确性(包括上、下限，变化率等)，一旦发现任一信号故障，立即将所有输出的控制指令保持，并切回到原DCS中的控制系统。

3)DCS接收到优化系统控制指令后，根据当前负荷进行上、下限约束，以保证优化系统的故障不会使控制指令大幅突变。

4)系统独立于DCS，原有DCS的控制逻辑和保护机制完全保留，并与DCS互相跟踪，当优化系统发生故障时能无扰地切回到原DCS。

5)系统优化站屏蔽USB端口，防止病毒入侵。配置光驱，拷贝资料使用。

4 应用效果

脱硝喷氨优化控制系统投运后，在保证控制系统投入自动的前提下，减小净烟气NOx(脱硫出口位置)波动。稳态工况波动范围不超±5 mg/Nm3，动态工况波动幅度不超±10mg/Nm3。同时，在环保NOx浓度测点和SCR反应器出口NOx浓度测点存在偏差的情况下，能够根据环保NOx浓度及时修正控制SCR喷氨流量，在任何时候都能保证考核点NOx小时均值不发生超标，减少环保考核。优化系统在恒泰电厂2#机组应用情况如下。

1)优化系统在小幅度变负荷阶段，依然能够稳定运行，且最大波动幅度不超过±6 mg/Nm3， 绝大多数时间仍然在±5 mg/Nm3之内。如图5所示，当负荷从160 MW降低至156 MW的全程中，净烟气NOx运行平稳，波动最大4.7 mg/Nm3。

图5 小幅度变负荷阶段控制效果

2)在锅炉大幅度变负荷阶段，优化系统依然能够保证稳定投入。如图6所示，当负荷从255 MW连续降低到201 MW的全过程中，优化系统虽然较稳态波动大，但同样能够保证净烟气NOx波动幅度不超过±10 mg/Nm3，实际波动幅度小于5 mg/Nm3。

图6 大幅度变负荷阶段控制效果

3)长期波动幅度统计。由于锅炉系统经常受到各种可测的和不可测的内外扰动，所以关注净烟气NOx波动的瞬时值意义并不大，关键是当系统感知或者预测到扰动即将发生时，能够提前动作，快速消除扰动并恢复稳定。因此本优化控制系统增加了3个关注长期优化性能的量化指标(见图7)：①投入优化所有时间内波动幅度小于3 mg/Nm3的占比为67%；②波动幅度小于5 mg/Nm3的 占比为86%；③波动幅度小于10 mg/Nm3的占比为97%。2#机组投入优化1天时间内，波动幅度小于3 mg/Nm3的占64%以上，波动幅度小于5 mg/Nm3的占 82% 以上，波动幅度小于10 mg/Nm3的占 95%以上。可见，从长期优化效果来看，优化系统能长时间保持在波动幅度3 mg/Nm3以内。

图7 长时间运行控制效果

5 结论与建议

本文通过分析火电厂SCR脱硝系统喷氨自动存在的问题，运用模型预测控制 (MPC) 技术对喷氨自动控制进行优化，在电厂的应用测试效果良好。通过预测控制技术能实现净烟气NOx的直接控制，在环保排放不超标的前提下大幅度降低净烟气NOx的波动，预估节约喷氨量15%～20%。喷氨自动长期投运后，氨逃逸量降低，极大地缓解了空预器堵塞压力。此方案投资小，见效明显，具有较好的应用推广价值。