某135MW机组NOx排放精准控制的实践

北极星大气网讯:摘要：近年来，电力市场改革力度不断加大，而135MW燃煤机组产能落后，生产成本高，环保指标却与1000MW燃煤机组一致，这就导致其在电力市场上的竞争力大大落后，企业亏损，生存压力大；同时也造成了企业在其技术升级改造方面，资金投入大大减少。在这种情况下，针对NOx排放多次出现超标、控制异常的情况，为实现NOx排放的精准控制，从管理和技术层面提出了对应的措施和方案。

引言

根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（发改能源[2014]2093号）和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（粤发改能电[2016]75号）文件的要求，某电厂2×135MW超高压燃煤发电机组污染物排放需要达到燃气轮机组排放标准（NOx排放浓度不大于50mg/m3、二氧化硫不大于35mg/m3、烟尘不大于10mg/m3）。2018年进行超低排放改造，包括烟气脱硝改造（原有催化剂更换+加装备用层）、电除尘改造（低低温电除尘+高效电源）、湿法脱硫增容、湿法脱硫协同除尘（高效除雾器改造）、烟气再热器，控制NOx、烟尘和二氧化硫排放基本满足当前要求。

1NOx控制存在问题分析

该机组NOx控制技术采用的是选择性催化还原烟气脱硝SCR，SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间，共布置3层催化剂。脱硝出口和入口各装有一套烟气在线监测系统CEMS，烟气取样是单侧单点取样。

超低排放改造后投入运行一年多来，陆陆续续发现存在以下问题：

问题一：脱硝出口NOx测量与净烟气NOx测量值偏差大，多次出现净烟气NOx测量大于脱硝出口NOx的情况，甚至排放超标，如图1所示。

图1脱硝出口Nx测量与净烟气Nx测量对比

问题二：SCR区出口NOx实测浓度信号来自脱硝CEMS系统，为了预防取样管路堵塞，CEMS系统定时对取样管路进行反吹扫，吹扫时间大约6min。吹扫过程中，NOx浓度值保持不变，导致了自动控制系统失效，在吹扫结束后，NOx浓度极易超标。

问题三：喷氨调整门自动控制异常问题。如图2所示，红色是#3炉出口NOx浓度曲线，蓝色是调节阀阀位曲线。分析可知，#3炉喷氨自动控制存在明显的等幅振荡、滞后情况，静态时设定值为35mg/m3，实际出口NOx浓度在22～43mg/m3范围内等幅振荡，周期为24min。

图2喷氨自动控制过程

2解决方案

环保排放达标关系到企业的生死存亡，而近年来电力市场改革，老旧机组发电成本相对较高，企业效益差，技改费用有限。在这种背景下，针对近来NOx排放多次出现超标、控制异常的情况，为实现NOx排放的精准控制，企业只能挖掘内部潜力。首先在管理上加以重视，特意成立NOx精准控制攻关小组。小组设置组长一名，组员若干，小组职责如下：

（1）每日检查喷氨自动的实际运行情况，特别需要关注反吹、升负荷、启制粉时的运行曲线、操作记录；

（2）出现异常超标时，组织进行原因分析，制定对应措施与方案，并形成记录。

2.1问题一解决方案

净烟气NOx分析仪是超低排放改造时的新设备，安装所在位置烟气经过充分混合，成分分布均匀，流速稳定，测量可靠。脱硝出口CEMS系统是2014年脱硝改造时产品，多次用标气校准结果显示也是正确的。从图1曲线分析，测量的偏差不是长期的，问题原因归根于分析仪的烟气取样情况及运行工况。2012年时，为了降低生产成本，企业对锅炉进行了改烧烟煤改造，从脱硝入口位置抽取烟气用于制粉系统，这是每次启停制粉系统都造成烟道流场波动很大的原因，给烟气均匀取样造成了困难。目前脱硝出口CEMS系统烟气取样为抽取式、单侧单点取样，而烟道宽敞，内部烟气成分分布不均，导致采到的样气不具有代表性。这两个原因造成了测量结果与实际值数据偏差大。

为了取到稳定、更加具有代表性的合格烟气，近年来很多电厂都对烟气取样进行了网格取样改造，以保证测量数据的真实性。从企业现有的经营状况出发，暂时不具备进行该技术改造的资金条件，但技术上可以参考网格取样。具体做法如下：

（1）加长取样管，由伸入烟道1m加长至2m；

（2）原来取样管只有1个取样口，在取样管上增加3取样口，均匀分布；

（3）在对侧再增加一个取样口，把取样的烟气混合后再处理测量。从实际运行情况看，该改造效果很明显。

2.2问题二解决方案

问题二其实是所有CEMS系统存在的固有问题，为了消除反吹时被调量NOx测量值不动对控制系统调节质量的影响，现提出如下解决方案：

原控制策略如图3所示。

现控制策略如图4所示。

图3原控制策略

图4现控制策略

增加CEMS系统反吹信号D作为系统控制切换信号。

当吹扫时，D=1，切除积分作用，选择模块2输出值为取大值模块的输出；吹扫结束后，D=0，切换回PID控制，输出指令为吹扫前值。

增加一个根据机组入口NOx含量的变化量来设定开环控制函数F(X）输出值，在吹扫时与PID模块输出值比较，为了保证出口NOx不超标，取最大值输出。F(X）是一个经验值，主要受煤种影响，而对于这种相对落后的135MW机组，对煤种的适应性不强，实际运行过程中煤种变化不大，该经验值F(X）可长期使用。

2.3问题三解决方案

该机组喷氨调整门是气动控制的，造成了等幅振荡、控制滞后等问题，其实是由于控制逻辑算法参数没有充分利用气动调整门动作快、频率高的优点。

喷氨自动控制逻辑主要是通过两级PID算法控制喷氨调节阀开度，两个PID算法参数分别为K：0.0002、Ti：5000和K：0.002、Ti：232，结合图2曲线分析，基本整个控制过程只有第二个PID积分控制起作用。

处理措施如下：

修改PID算法参数为K：0.2、Ti：150和K：0.3、Ti：232，同时重新整定f(x）函数，将偏差上下限（1.15，0.85）修改为（1.2，0.85），该输出为PID的偏差输入，使得超过设定值时动作更快。

分析图5所示曲线，静态时设定值为40mg/m3，实际出口NOx浓度能控制在35～44mg/m3范围内，且超出设定值时能在短时间内控制降下来，效果很明显。

图5喷氨自动参数优化效果图

3结语

135MW燃煤老机组实际运行中，在环保排放方面面对的困难要比百万新机组多很多，而在经营压力下，技术改造方面投入有限，面对这些困难，企业应积极调动员工的主观能动性，进行各种分析尝试，才能找到问题的解决之道。