首台1000MW机组烟气超低排放改造后脱硝系统控制策略改进及探讨

该控制策略存在以下几个问题：

(1)原回路的脱硝反应器出口净烟气NOx含量设定值是根据设定效率和脱硝反应器入口原烟气NOx含量计算产生的，超低排放改造后氮氧化物以时均值低于50mg/Nm3的排放标准考核，因此需要改变出口净烟气NOx含量设定值回路。

(2)原回路中脱硝总风量的0.5倍作为单侧烟道的风量来计算理论氮的含量，用于计算理论喷氨量。在实际运行中，两侧的风量往往相差比较大的，根据上述方法往往会造成两侧喷氨量的过多或过少。

(3)在变负荷过程中，因为协调控制中的前馈作用比较强，风煤配比时风量过剩，造成氧量上升，燃烧后的NOx含量也随之急剧上升。因喷氨调节是一个比较缓慢的过程，在脱硝反应器进口实测风量上升后，根据固定摩尔比计算出理论喷氨增大，开大供氨调阀，经过至少3min的化学反应后出口NOx含量才开始下降，调节存在较大的迟延。

特别是在降负荷过程中，因原协调控制策略中，风量前馈在降负荷时也会叠加风量指令前馈，造成风量过剩，氧量偏高，NOx含量随之突升，造成烟囱入口NOx含量瞬时值高于50mg/Nm3

(4)NOx测量装置反吹引起的扰动。反应器进出口NOx测量装置分别间隔50min左右会进行一次反吹，反吹时间持续5min左右，反吹期间NOx测量值的逻辑上进行自保持。特别是在反应器出口NOx含量测点开始反吹，测点自保持瞬间NOx含量较高或者较低的时候，在接下来的5min中内，反应器出口NOx控制PID会积分作用下使调门大幅调节，造成供氨量的失调。在反吹结束后，能观察到反应器出口NOx含量突增或突减少。

(5)NOx含量考核点和控制点的不一致。在环保考核时以烟囱入口NOx含量测点为准，但是在自动调节时，以单侧烟道的SCR反应器出口NOx含量为被控量。存在的问题是，2个SCR反应器出口NOx测点偏差不大的情况下，与烟囱入口NOx测点存在不同程度的偏差。另外考核点烟囱入口NOx含量是标杆值，而进入控制的SCR反应器出口NOx含量则是实测值，未经氧量修正，也会存在一定的偏差。

3.2改进措施

(1)超低排放改造后，根据烟囱入口NOx的含量，对单侧SCR反应器出口NOx设定值进行改变。例如根据烟囱入口NOx的含量比SCR反应器出口NOx高10mg/Nm3时，则运行人员会将SCR反应器出口NOx设定在40mg/Nm3以下。

(2)在两侧脱硝反应器入口分别加装风烟流量测量装置，用单侧的实测流量参与喷氨调阀的控制。

(3)因喷氨自动调节的喷氨理论值计算根据反应器入口的工况，存在一定的不及时性、调门特性存在一定的死区、SCR脱硝反应过程所需一定的时间等原因造成的延时滞后，单从供氨调阀的自动回路优化效果不佳。考虑从协调控制入手，降低脱硝反应器入口NOx含量的突变：为避免减负荷过程中富氧燃烧，取消减负荷控制回路中风量前馈修正回路。减弱锅炉主控负荷前馈回路参数，使燃烧工况稳定，不同负荷段的系数如图6所示。

图6不同负荷段的系数

(4)为减少AGC方式下，小负荷段工况下燃料量频繁加减造成排烟NOx的波动，负荷变动在20MW以内协调控制回路中取消负荷变化前馈参数。汽机主控侧：将汽机控制负荷回路减弱;将控制汽压的回路加强;并延长汽机惯性时间。适当加强锅炉主控，消除负荷变动时的汽压偏差，以适当提高负荷响应速度，减少汽机主控变动的影响。

(5)对反应器出口NOX控制PID进行限幅，最多能进行-30～30t/h供氨流量的限制;对反应器出口NOx控制PID进行变参数控制：在收到反吹、标定等需要自保持的信号时，将PID控制器的参数切换到较弱的一路。

4结语

嘉兴发电厂1000MW燃煤机组烟气超低排放改造完成后，通过对SCR进、出口流场的测试、并采用多点取样旁路管的方式提高了测点的取样代表性，一定程度的减少了SCR出口与烟囱排放口NOx的数值偏差;通过对喷氨流量逃逸率的测量提高了氨气逃逸率的正确性，对供氨调节控制回路的改进及协调控制策略的优化后，排烟出口NOx基本能全时段控制在50mg/Nm3以下，为燃煤发电机组清洁化排放开辟了新的途径，对保障我国能源安全具有重要的战略意义。

参考文献：

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[6]钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].

《华东电力》作者：孙东锋，黄启东，张永军，胡炜

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