循环流化床锅炉SNCR 脱硝系统的模型优化及应用

杨进福，吴荣炜，马金欣

（国家能源集团宁夏煤业公司，宁夏 银川 750000）

引言

选择性非催化还原法（SNCR）脱硝技术具有投资少、运行成本低、锅炉改造量小等优势，在各类锅炉烟气脱硝中得到应用。SNCR 脱硝技术不使用催化剂，将还原剂如氨气、氨水、氨水稀溶液等喷入850 ℃～1150℃的烟气中，还原剂迅速热分解出NH3，并与烟气中的NOx反应生成N2和H2O。

一般SNCR 脱硝系统具有以下特点：（1）SNCR 脱硝系统没有入口NOx浓度测点，只有烟囱入口的净烟气NOx浓度测点，当炉内NOx生成量大幅变化时，控制系统无法及时作出反应，控制延迟很大，增加了SNCR 系统的控制难度。（2）SNCR 脱硝系统存在最佳的反应温度，要求的温度区间在850 ℃～1150 ℃，当温度较低时，脱硝效率也会大幅降低。（3）SNCR 脱硝系统的调节依赖于出口烟气排放连续监测系统（CEMS）的数据，但是CEMS 系统测点一般为单点取样，获取的样气不具有全面性，从而影响了喷氨调节的准确性。

随着国家环保考核标准的提高，SNCR 脱硝系统的NOx排放标准（质量浓度）普遍降至50 mg/m3，这对SNCR 系统的控制品质提出了更高的要求。现有SNCR控制逻辑普遍以PID 控制器调节氨水总量进行反馈控制，这种传统控制策略存在缺陷，难以在工况大幅波动下稳定控制NOx排放浓度，直接导致了NOx频繁超标。本文针对某化工厂循环流化床（CFB）锅炉采用的传统SNCR 脱硝控制系统存在的问题，提出了优化控制设计方案：网格法混合取样改造、基于模型预测控制（MPC）的SNCR 脱硝优化控制方案和炉内氧含量优化控制模型，并应用于该锅炉，对该机组的脱硝系统自动化投入率低、NOx浓度波动幅度大、氨逃逸大等问题有着明显的改善效果。

1 传统SNCR 脱硝控制系统存在的问题

1.1 自动化投入率低

目前国内的SNCR 系统自动化投入率很低，基本采用手动控制，其主要原因在于：（1）机组DCS 本身逻辑是基于PID 控制器，控制策略简单，无法处理SNCR控制系统的大滞后难题；（2）SNCR 系统的控制对象NOx浓度受多种因素的影响，包括炉内的风量变化、煤质变化、负荷波动等，机组无SNCR 入口NOx浓度测点，造成炉内NOx生成量的变化不可知；（3）被控变量净烟气NOx浓度测点位置距离喷枪较远，整个控制纯滞后在3 min～5 min，甚至更长。这些因素共同造成SNCR系统控制难度较大，采用PID 控制器无法满足控制需要，亟需采用先进控制技术来弥补原有控制逻辑的缺陷。

1.2 净烟气NOx 浓度波动大，控制设定值较低

由于SNCR 控制系统本身的滞后性，且操作人员频繁手动干预，造成净烟气NOx浓度波动较大，为了防止NOx超标，通常采用的方法是喷入过量的氨水溶液，使净烟气NOx浓度在很低的水平运行，造成氨水用量过量、氨逃逸严重，对尾部空预器的运行也造成较大影响。

1.3 传统CEMS 取样系统简单，样气不具有代表性

传统CEMS 取样系统取样方式多为单个探头插入烟道内抽取烟气进行稀释分析，随后根据测量值调节喷氨总阀。这种单点取样的测量值无法代表烟道全截面的实际烟气平均浓度，测量端测量值缺乏代表性，直接导致调节缺乏准确性。

1.4 未考虑炉内燃烧因素，控制效果欠佳

当前SNCR 控制策略以反馈控制为主，有时会以燃料量、炉内氧含量为控制前馈，控制效果普遍欠佳，主要原因在于炉内NOx生成量的大幅波动是无法通过SNCR 进行消除的，氨水的喷入对净烟气NOx浓度的影响滞后很大，容易引起控制系统的振荡。炉内氧含量对NOx生成的影响很大，如果可以通过二次风控制氧含量，减小氧含量的波动幅度，特别是升降负荷等工况下的波动，将大幅降低NOx浓度的波动，对SNCR 控制系统的优化具有显著作用。

2 SNCR 优化控制设计方案

通过对SNCR 脱硝控制系统的运行环境、考核要求、被控特性数学模型等方面的精准把握，提出了基于预测控制技术的SNCR 脱硝优化控制解决方案。该方案用网格法混合采样装置代替原有CEMS 的单点取样，以获取具有代表性的混合样气；采用MPC 控制器代替原PID 控制器，克服系统大滞后问题；通过辨识干扰模型，增加负荷、煤质、炉内氧含量等智能前馈，减少NOx浓度波动幅度，通过增加二次风- 氧含量控制优化，减小炉内氧含量波动，进而减小NOx浓度的波动幅度，减少氨水用量，降低氨逃逸。

2.1 网格法混合取样改造方案

网格法混合采样装置示意图如图1 所示。将SNCR 出口截面均匀地划分为2×8 的网格，在每个网格的中心位置布置取样点，每个取样点位布置一根DN20 的取样支管，敞口倾斜安装，取样支管汇合至DN100 的倒Y 型取样母管上，再引至烟道外，在此处连接原CEMS 取样探头，用以测量混合取样NOx浓度值。

图1 网格法混合采样装置示意图

混合取样时，关闭反吹控制阀，打开负压发生器下端（相当于一个射流器），烟气通过高压热空气吸出并送回烟道内，此时CEMS 系统对混合烟气进行测量。

热风反吹时，打开反吹控制阀，关闭负压发生器下端，加热的高压空气经过负压发生器进入取样管路并进行反吹，防止取样管路积灰。

通过上述方式测量获得的烟气参数更具有代表性，为喷氨总阀调节提供更准确的数据。

2.2 基于MPC 的脱硝控制优化方案

基于MPC 的脱硝优化控制方案是以烟囱入口净烟气环保考核点的NOx浓度值为核心，以省煤器出口NOx浓度值为辅助的多层次复合串级控制方案，其控制策略示意图如图2 所示。

图2 基于MPC 的SNCR 优化控制策略示意图

净烟气NOx浓度值的控制延迟较大，省煤器出口NOx浓度值的控制延迟会小很多，省煤器出口烟气经过空预器、除尘器、脱硫塔等设备直到脱硫出口，完成一系列反应过程，因此烟囱入口NOx浓度值相比于省煤器出口NOx浓度值更加平缓，对于控制系统来说，控制烟囱入口净烟气NOx浓度值可以掌握整体调节过程，控制省煤器出口NOx浓度值可以掌握过程细节，所以该控制方案以烟囱入口净烟气NOx浓度值不超标为基础，通过对省煤器出口NOx浓度值的控制实现精细调整，同时在整个控制过程中考虑炉内氧含量前馈，建立氧含量与SNCR 脱硝系统的协同控制，减小波动幅度，提高控制精度。

基于MPC 的脱硝优化控制方案区别于现有控制系统的关键点在于将原PID 控制系统的PID 替换为先进的MPC 控制器，由于从SNCR 氨水用量变化到烟囱入口处的NOx浓度变化纯滞后在3 min～5 min，整个控制过程控制平稳需要超过6 min，控制目标的变化使得系统的控制难度明显增加，如果仍然采用原控制策略中的PID 控制方式，则难以应对NOx浓度控制过程中的大滞后问题。其主要原因在于：PID 控制是根据以前的被调量偏差来进行调节，属于“事后”调节，无法提前调节，只能依靠“过量”调节使喷氨尽可能跟上NOx浓度波动。若喷氨的“过量”量小，喷氨控制跟不上NOx浓度波动；“过量”量大，则系统不稳定，NOx浓度参数容易振荡。而MPC 控制将喷氨的“过量”调节变为“不过量或少过量的提前调节”，这样不仅可以使氨水用量跟上烟囱入口的NOx变化，而且可以有效减缓过调引起的振荡，因此MPC 控制是提前调节的有效手段。

PID 与MPC 控制阶跃响应比较如图3 所示，图中实线为没有延迟的控制曲线，虚线为其他所有参数均不变，只是给模型增加30 s 延迟的控制曲线。从图3可以看出，没有延迟的时候，PID 和MPC 控制的控制效果都不错；一旦系统有了延迟，PID 控制就会发生大幅度波动，控制效果明显变差，而MPC 控制则没有明显的变化，可见MPC 控制是处理大滞后系统的控制问题的良好选择。

图3 PID 与MPC 控制阶跃响应比较

2.3 优化炉内氧含量，平抑NOx 浓度的大幅波动

炉内氧含量对NOx浓度影响较大，当氧含量较平稳时，NOx浓度也较平稳，SNCR 控制效果也较好，当氧含量波动较大时，NOx浓度波动也会较大。某企业烟气氧含量与NOx浓度关系的历史曲线见图4。由图4 可知，在不考虑SNCR 自身影响的情况下，当烟气氧含量波动较大时，NOx浓度的波动幅度也会很大，通常SNCR 控制系统很难在这样的波动幅度下有较好的控制效果；当烟气氧含量波动较小时，NOx浓度的波动幅度也较小，在此基础上通过MPC 对SNCR 进行控制优化，可以得到较好的效果。通常在变负荷时烟气中氧含量波动剧烈，同时NOx浓度的波动也会很剧烈，此时NOx浓度常超过环保指标，SNCR 控制系统本身很难消除这部分强扰动。

图4 烟气氧含量与NOx 浓度的历史曲线

CFB 机组采用二次风来调节炉内氧含量，在SNCR整体控制优化的控制策略中，通过炉内参数控制氧含量，降低变负荷工况下的氧含量波动幅度，在此基础上通过调节喷氨总阀来控制净烟气NOx浓度，通过负荷、风量、氧含量等前馈变量对氨水用量进行提前动作。SNCR 优化控制系统整体方案如图5 所示，通过炉内一次风量、二次风量、总煤量与省煤器出口氧含量的关系，建立炉内氧含量控制模型，根据氧含量与NOx浓度波动趋势的有效对应关系，建立炉内NOx动态模型，对SNCR 入口NOx浓度的变化进行预测。

图5 SNCR 优化控制系统整体方案

3 现场应用效果

某化工厂动力装置由CFB 锅炉、汽轮机、发电机3 大主机及相应配套辅机组成，规模为4 台280 t/h高压CFB 锅炉、1 台50 MW 发电机。锅炉以煤为主要燃料，天然气为点火及辅助燃料。锅炉通过燃料燃烧将给水加热成9.81 MPa、540 ℃的高温高压蒸汽。每台锅炉在分离器出口配有SNCR 脱硝装置，省煤器出口配有单层催化剂。

该装置CFB 锅炉烟气脱硝工艺采用SNCR，要求机组脱硫净烟气中NOx质量浓度小时均值不超50 mg/m3，其中喷氨控制系统由烟台某公司负责投入进行自动化控制，要求在保证NOx浓度不超标的前提下，尽可能节约喷氨量，减少氨逃逸。

改造前该装置的CFB 锅炉SNCR 系统自动化投入率很低，基本采用手动控制，其主要原因在于机组DCS 本身逻辑是基于PID 控制器，控制策略简单，无法处理SNCR 控制系统的大滞后难题。另外，净烟气中NOx浓度波动大，手动调试依赖净烟气中NOx浓度的反馈值，会造成喷氨量过多，并导致下一时刻净烟气中NOx浓度的大幅波动，净烟气NOx质量浓度的波动范围在15 mg/m3～65 mg/m3。当负荷很稳定时，保持喷氨量不变，可以控制净烟气NOx浓度，但是当负荷稍有波动时，净烟气NOx浓度的波动很大，控制效果不理想。

该装置CFB 锅炉SNCR 系统通过采取前述网格法混合取样改造、基于MPC 的优化控制改造和炉内氧含量优化控制改造，解决了控制延迟较大、自动化投入率低的问题，SNCR 脱硝系统可实现全网运行周期的自动控制。其优化前后效果对比如图6 所示。

图6 SNCR 脱硝系统调试结果

经过调试，改造后SNCR 系统控制效果如下：在280 t/h 负荷工况下，设定烟囱入口净烟气中NOx质量浓度为30 mg/ m3，其实测的净烟气中NOx质量浓度值不超考核线50 mg/m3（小时均值），净烟气中NOx质量浓度值波动幅度由原来的±20 mg/m3降低至±10 mg/m3。喷氨阀门动作较小，瞬时喷氨量维持在270 kg/h～280 kg/h，改造后氨水单耗较2019年平均值（吨蒸汽1.4 kg）下降25%以上。

4 结论

针对某化工厂CFB 锅炉SNCR 脱硝系统的NOx浓度波动情况，通过预测控制设计了预测控制器，并在该锅炉进行了应用测试。应用结果表明，该方案可实现净烟气的直接控制，方便运行调整；可实现全运行周期的自动控制，减少运行工作量；净烟气NOx质量浓度值波动幅度从原来的最大±20 mg/ m3降低到±10 mg/m3；改造后氨水单耗较2019年平均值下降25%以上，系统长期投运后，将有效降低氨逃逸，节约喷氨量，具有较好的应用推广价值。