一种基于DCS平台的SNCR系统自动控制技术

曹 通

(蒙城环蒙再生能源有限公司，安徽 亳州 233500)

常规城市垃圾焚烧发电项目烟气处理工艺只有采用“SNCR(选择性非催化还原)+半干法+活性炭吸附+袋式除尘”才可达到国家要求的排放标准。由上述工艺流程可见SNCR炉内非催化还原为NOx指标控制的常用手段，SNCR系统的自动投入率直接影响企业的经济效益。本文通过DCS(分散控制系统)进行逻辑优化后，无需增加基础硬件，可实现DCS NOx自动控制，以降低人员劳动力成本及物料的消耗。

1 SNCR现有技术背景

1.1 SNCR控制技术原理

SNCR技术常规采用氨水或者溶解的尿素作为还原剂，根据实际工况混合适量的除盐水进行稀释后通过分配器经喷枪喷射至炉内，在合适的温度窗口区间与烟气进行反应，利用还原剂的氨基元素将烟气中的NO分解为N2和H2O[1]，当反应区温度较高则会将氨基氧化还原为NOx[1]。通常把尿素溶液作为还原剂使用的最佳窗口温度为850～1 050 ℃[2]。

常用氨基作为还原剂的化学还原公式为

1.2 现有技术分析

常规控制过程中还原剂的用量，反应区的窗口温度、烟气滞留时间等多重因素直接影响指标的稳定性，还原剂使用量不足容易导致烟气参数超标，而过量的使用又会造成还原剂浪费及氨逃逸，进而造成尾部烟道内设备的腐蚀及环境的二次污染。

常规项目SNCR控制系统普遍采用PLC(可编程逻辑控制器)对就地设备进行控制，将数据通过DP通信方式传输至DCS系统供操作人员进行监视及操作。PLC控制便于厂商技术保留，但不利于使用方后期正常生产运行的维护及修改。常规SNCR控制系统架构如图1所示。

图1 常规SNCR控制系统架构图

垃圾成分不同，发酵时间周期不同，运行工况方式不同，且常规烟气分析设备在尾部烟囱内与炉膛反应区域较远，这些因素造成NOx指标波动性较大、延迟性加大、控制效果较差。在PLC内设置单纯以NOx实测值为过程变量的自动控制方案，很难精准控制还原剂的使用量，极易导致指标异常、氨逃逸大的情况发生。通常情况下，操作人员只能通过人工干预方法进行调整。

2 SNCR系统的DCS优化方案

2.1 优化目的

针对现有问题，上海环境集团蒙城环蒙再生能源有限公司(以下简称“蒙城能源”)利用DCS控制逻辑进行优化。该项目配置为2×350 t/d机械式炉排焚烧炉，配套15 MW凝汽式汽轮发电机组，烟气处理采用“炉内SNCR+半干法+碳酸氢钠喷射+活性炭吸附+布袋除尘器”，在烟囱内设置烟气在线监测装置。

蒙城能源SNCR控制系统采用S7-300 PLC控制系统，DCS系统为北京和利时股份有限公司的MACSV平台。SNCR系统通过DP通信方式将数据传输至DCS系统，供运行人员进行参数监控及设备操作。

原控制方案：PLC内NOx控制采用单回路PID控制，稀释水自动控制。因垃圾焚烧工况多变，烟气在线监测设备离反应区域距离较远，导致参数滞后性较大，只通过设定值与过程值的偏差进行的PID调节，不能满足现场实际工况运行的要求[3]。且PLC程序加密，厂家的技术保留导致PLC内逻辑无法进行修改，给生产期间的维护带来了不便。

为节省改造成本，在原有控制系统架构不变的情况下，对蒙城能源项目的DCS系统和PLC系统的自动控制程序进行技术优化。

2.2 优化内容及步骤

蒙城能源项目根据现场实际工况及历史记录，针对物料消耗及工况分析制定出一套基于DCS系统的SNCR系统自动控制方法。该方法是针对现场实际已投用的SNCR系统无法进行NOx自动控制的技术改进，其主要构成有SNCR系统硬件及自动控制系统、测量仪表、炉内喷枪、改造后的DCS系统NOx控制技术、稀释水自动配比，以及自动控制前馈量的分析运算。

为实现上述控制方法需进行以下步骤。

2.2.1 增加NOx自动控制方案

现场专业人员确认SNCR系统与DCS控制系统通信正常，且所有SNCR系统设备均可在DCS内进行单独操作。

退出SNCR系统中PLC程序的自动运行方式，对原逻辑方案进行备份后，删除DCS内相关的逻辑及画面，避免改造后因画面不同导致运行人员误操作情况的发生。

进行DCS内逻辑组态，增加NOx控制自动逻辑方案，采用以NOx实时值为主的PID调节器的过程输入值，与设定值SP1进行偏差比较，通过PID调节器运算后得出合适的输出指令作为尿素溶液计量泵的频率给定，并对输出进行高低限制。具体方案如图2所示。

图2 DCS系统NOx自控控制方案图

使用锅炉蒸发量作为前馈信号。因NOx实测值滞后性较大，当负荷变化时NOx实测值具有一定的延迟，往往锅炉负荷的变动会提前反映出NOx指标的变化趋势。对现场试验进行观察，当焚烧炉负荷在额定蒸发量的85%时，NOx含量生成较为稳定，故以额定蒸发量85%这个点为中间点，经折线函数F(x)计算出补偿频率，将其作为主PID调节器的前馈信号进行正负补偿。同时增加补偿值的高低限制及变化率限制[4]。

增加超驰控制逻辑。当NOx实时值大于250 mg/Nm3，延时1 min后将输出下限限制为40 Hz，当NOx实时值低于50 mg/Nm3，延时1 min后将输出上限限制为25 Hz，从而使系统能够快速反应并恢复至正常控制范围内，避免因瞬间参数骤变使PID调节器第一时间无法进行调节，导致参数失控的情况发生。

增加切强制手动逻辑。当NOx实测值与设定值偏差的绝对值大于100 mg/Nm3时，切除自动控制并发出声光警报，方便运行人员第一时间进行调整。

增加自动跟踪逻辑。在正常运行过程中进行CEMS维护时，PID调节器设定值自动跟踪为当前过程值，则PID保持上一周期运算结果输出。当CEMS维护结束时自动跟踪退出，PID调节器设定值根据NOx实时值与原设定值SP1进行计算，此方案可避免每周一次CEMS维护造成的自动退出。

2.2.2 增加稀释水流量自动控制方案

SNCR系统稀释水采用除盐水，其作用为稀释尿素溶液浓度，以稀释水为载体混合尿素溶液对炉内进行喷射。另外，稀释水还有一定的控制氨逃逸的作用。当氨逃逸浓度较大时，增加稀释水流量可减小氨逃逸浓度。根据厂家提供的资料并结合现场使用情况，增加稀释水自动控制逻辑方案如下[5]：

采用PID控制运算，过程值为稀释水流量[6]，设定值为NOx自动控制系统中还原剂的流量值与参考资料给的比例相乘后得到的需求值SP1，通过反应区温度测点优选后得出的平均值经函数F(x)折算出的值为SP2，SP1与SP2必选后取MAX作为稀释水PID调节器的设定值，并对该值进行高低限制，现场高限值设置为350 L/h、低限值为230 L/h。

稀释水自动投入跟随NOx主PID调节器自动投入状态。当NOx主PID调节器自动投入后，触发稀释水PID调节器自动投入，反之NOx主PID调节器自动切除后，稀释水PID调节器随之切除，详见图3。

图3 DCS系统稀释水流量自动控制方案图

3 优化后控制效果

蒙城能源项目中，对DCS优化后的SNCR控制方案可满足实际生产多种工况变化下的稳定运行。现场控制过程调试对NOx控制PID采用PI调节，设置PID调节器参数(Kp=800、Ti=1400、Td=0)。通过调试发现，改进后的NOx自动控制可在锅炉蒸发量出现变化、烟气参数还未发生的第一时间进行补偿频率输出，在提前控制尿素溶液量的同时折算出稀释水流量的需求值。稀释水控制方案采用单回路PI控制，通过改变阀门开度进行稀释水流量的控制，稀释水PID调节器参数(Kp=240、Ti=360、Td=0)改进后，日稀释水使用量大幅度下降，炉温低时相对负荷也较低，产生的NOx含量也较低，自动控制模式下，自动关小稀释水开度及溶液计量泵频率可大大降低生产成本。

通过20天的连续运行观察可知，设定控制NOx指标在140 mg/Nm3时，自动投入率达95%以上，各种指标控制稳定，氨逃逸浓度降低，尿素溶液消耗量明显下降，与优化前对比可减少尿素使用量约0.1～0.15 t/d，且大幅度减轻了运行人员的劳动强度，增加了系统运行稳定性，详细数据如表1所示。

表1 改造前后数据对比

上述数据仅为参考数据，因运行方式不同、工况不同、垃圾成分不同，可能存在实际效果上的差异。

4 结语

针对SNCR系统具有流程长、大延迟、大惯性、扰动因素多的特点，蒙城能源项目对其进行自动控制需要考虑的因素进行了深入研究，从而制订了上述方案。该方案在原有技术平台上完成，不需额外增加现场硬件设备，投入成本低，见效快。NOx自动控制和稀释水自动控制2套方案配合使用时，既能根据NOx实时值控制尿素溶液的使用量，又可根据实时尿素溶液量的使用控制稀释水的消耗量。采用以上逻辑对SNCR自动控制系统进行优化后，SNCR自动控制系统的适用范围更宽，几乎在垃圾焚烧炉各负荷阶段均能稳定运行，使执行机构动作频率减小，减少了系统磨损，延长了设备的使用寿命。NOx小时均值既能很好地控制在环保指标以下，又能根据目标值设定运行，减少尿素溶液的用量，实现了节能、环保、安全、稳定、经济运行的目标。