山东费县电厂#1机组SCR喷氨优化控制改造工程案例

针对#1机组SCR喷氨控制系统运行过程表现出的种种问题，费县电厂已于2015年进行过优化改造，即对脱硝控制结构和PID控制参数进行重新调整，在控制系统中采用净烟气NOx作为控制目标，重新调整了主副PID的控制参数。

优化后取得一定效果，稳态NOx波动减小到±5mg/Nm3，但是动态工况，控制效果仍然不理想，波动负荷可达±20mg/Nm3。分析PID控制难以达到预期效果的原因，主要由于脱硝系统改用净烟气NOx作为控制目标后，喷氨反应延迟变大，PID难以解决大滞后大延迟问题。

而烟台龙源的喷氨优化控制系统则采用预测控制器替代原PID控制器，克服系统大延迟大滞后问题，模型预测控制器将喷氨的“过量调节”变为“不过量或少过量的提前调节”，这样不仅可以使喷氨阀门跟上净烟气NOx浓度变化，而且可以有效减缓过调引起的振荡现象。经过实际调试，取得了稳定的控制品质。

SCR喷氨优化控制系统投运后，直接以环保考核点即烟囱入口NOx浓度值作为控制目标，在机组变工况情况下，减少净烟气NOx浓度波动幅度，稳态工况为±5mg/Nm3，动态工况为±10mg/Nm3，可实现机组压线运行，维持环保NOx和SCR出口NOx浓度动态稳定。

同时，减少喷氨控制阀门操作量，节省脱硝氨的消耗量10%左右，最大程度降低氨逃逸量，有效减缓空预器内氨结晶引起的空预器堵塞现象，节省空气预热器维护费用，降低引风系统阻力，提高了设备运行的安全。该优化控制系统提高了费县电厂#1机组自动化控制水平，降低了运行人员工作强度，机组年经济收益约30～50万。

国电费县电厂SCR喷氨优化控制系统的成功投运，进一步提高了公司的品牌效应，进一步扩大和提升了公司在锅炉机组综合协同优化控制方面的技术范围和市场影响，为推广“龙源技术燃煤电站综合节能协同优化控制解决方案”树立了典型工程示范引领作用。

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