技术丨600MW 机组脱硝控制系统优化浅析

北极星大气网讯:针对600MW燃煤机组脱硝系统运行中的一些问题，进行了控制系统优化，优化后的系统不仅满足环保排放要求，同时其可靠性及经济性也得到了提高。

1 引言

SCR脱硝(选择性催化还原技术)是目前比较成熟的烟气脱硝技术，它是一种炉后脱硝方法，是利用还原剂(NH3，尿素)在金属催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O,而不是被O2氧化，故称为“选择性”。目前世界上流行的 SCR 工艺主要分为氨法SCR和尿素法SCR 2种。此2种法都是利用氨对NOx的还原功能，在催化剂的作用下将NOx(主要是NO)还原为对大气没多少影响的N2和水，还原剂为NH3。

2.1 系统简介

大唐国际王滩电厂机组为600MW亚临界燃煤机组,锅炉最大连续蒸发量为2030t/h，电厂机组已运行5年，于2011年新增了烟气脱硝装置，以降低烟气中氮氧化物NOx的排放量。采用尿素热解法制备脱硝还原剂，公用系统及装置按全厂2台炉改造整体容量设置，两台炉脱硝系统均按照SCR入口NOx浓度为400mg/Nm3(6%O2，标态，干基)设计，初装2层催化剂后，要求在锅炉任何工况处理100%烟气量条件下脱硝效率不小于80%。

王滩电厂的脱硝工程采用的是选择性催化还原脱硝工艺(SCR)，SCR 是目前比较成熟的烟气脱硝技术, 它是一种炉后脱硝方法，是利用还原剂(NH3，尿素)在金属催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，该方法脱硝效率高，价格相对低廉。脱硝系统的反应器是布置在省煤器与空气预热器之间，烟气在锅炉出口被平分成两路，两路烟气并行从锅炉尾部低温省煤器下部引出口至SCR 反应器、经过SCR反应器进入空预器。在催化剂的作用下，氨气与烟气中的NOx反应生成氮气和水从而达到除去氮氧化物的目的。

SCR系统结构示意图如下所示：

图2-1 SCR系统结构示意图

2.2 SCR脱硝控制原理及控制方式

脱硝原理反应方程式如下：

4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O

4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O

脱硝系统的控制方式一般分为效率控制模式和浓度控制模式。效率控制模式以脱硝效率作为设定值，能够保持脱硝效率在一个比较稳定的水平，控制方式比较简单。浓度控制模式以SCR出口NOx浓度作为设定值，控制脱硝出口的NOx浓度满足排放要求。对于采用低氮燃烧器的机组，SCR入口NOx浓度比较低的情况，浓度控制模式可以减少氨气用量是比较经济的。由于脱硝入口NOx浓度是不断变化的，而且变脱硝系统存在较大的滞后性，这种控制方式中调试和整定比较复杂。

采用哪种控制方式需要根据电厂的工艺系统情况确定，浓度控制模式对于出口浓度的控制比较直观、稳定，对于采用脱硝系统入口NOx浓度比较低的电厂，采用浓度控制方式虽然相对要复杂一些，但在脱硝系统运行的经济性方面是比较高的。王滩电厂脱硝控制系统设计了效率控制模式和浓度控制模式两种控制方式，由于锅炉低氮燃烧器的效果不错，脱硝系统入口一般控制在400mg/Nm3(6%O2，标态，干基)以下，因此在完成系统调试后，一般都运行在出口浓度控制模式。

上述两种方式都需要根据出口浓度及脱硝效率，获得需氨量，氨气的喷入量通过现场调节门进行调节，喷氨量少会使脱硝效率过低，过多不但容易导致氨逃逸率上升造成尾部烟道积灰腐蚀，而且从经济性方面考虑也是一种氨需量的浪费。

氨消耗量的计算如下：

从上面的计算公式，我们可以知道WNOX(SCR入口NOx的含量)、Vgas(SCR入口烟气量)，是计算氨消耗量至关重要的参数，SCR 入口NOx的含量通过专用脱硝CEMS分析仪表能够实时检测，但SCR入口烟气量由于烟道的尺寸及烟道内气体流动的不均匀性，很难检测的非常准确，也是氨消耗量计算的一个难题。

3.1 控制方式优化

3.1.1 优化SCR入口烟气量计算

理论上SCR入口烟气量与机组负荷应该有一一对应关系，但生产实际中由于煤种的变化，漏风量的变化，运行人员操作习惯的不同，尤其在现在电网对机组快速响应的要求不断提高，二个细则实施以来，SCR入口烟气量与机组负荷的对应关系在不断的发生变化。如下图3.1负荷、烟气量、NOx浓度趋势图所示，在14:58:37到15:03:51之间机组负荷保持不断的情况下，锅炉总风量还是存在比较大的变化。因此，利用SCR入口烟气量与机组负荷对应关系拟合烟气量曲线，并用实际总风量进行修正是一种比较接近机组运行中多变的实际情况的。一种比较简单的方案是用SCR入口烟气量与机组负荷对应关系拟合的烟气量曲线与实际烟气量(一般在DCS系统中都有相应的计算)进行加权计算。