燃煤机组SCR脱硝系统近零排放下热工控制关键技术研究与工程实践

2脱硝系统近零排放存在技术难点

该电厂为了实现“近零排放”要求，进行了省煤器分级改造、脱硝系统增加一层催化剂、脱硫塔增容改造和增加湿式电除尘器等措施，于2014年底完成了“近零排放”改造。

改造完成后进行了现场性能考核试验，试验结果表明：SO2排放浓度长时间稳定在10-30mg/m3,粉尘排放浓度长时间稳定在5mg/m3以下，由于受煤质、燃烧运行方式、脱硝系统现场仪表测量以及热工控制等综合原因，NOx排放浓度无法真正长时间稳定在50mg/m3以下，因此无法真正实现“近零排放”的环保要求。

要实现脱硝系统长时间稳定达到“近零排放”要求，还有以下几个关键技术难点需要解决：

（1）由于脱硝催化剂设计运行温度为（314℃~400℃），在省煤器分级改造完成后，SCR入口烟气温度有了明显的提升，改造前后温度对比见表3。但在250MW以下由于煤种的偏差温度会存在低于314℃的情况，不能完全实现全工况脱硝。

（2）脱硝系统逻辑设计时国家对NOx排放的要求相对宽松，原有控制策略偏保守，留有较大的安全裕量，已不适合目前日趋严格的环保要求。

（3）该电厂燃烧器采用同轴燃烧系统（LNCFS），属于第二代低NOx燃烧技术，设计上就具备较强的燃烧空气分级能力，理论上可以将NOx控制在200mg/Nm3（6％O2）。目前该电厂锅炉侧NOx生成浓度偏高，平均浓度在280mg/Nm3（6％O2）。

（4）从喷氨到发生还原反应再到测量端显示有2分钟的延时，从SCR出口NOx到烟囱排放NOx有1分钟的延时。

虽然控制回路采用前馈-反馈控制，但由于从测量到反应至少有2分钟的延时，使得该前馈做不到预判，不能有效应对入口NOx大幅度的变化，即当入口NOx浓度大幅变化时，无法保证SCR控制系统能够快速响应，导致反应器出口和烟囱出口NOx浓度短时间超标，根据目前“近零排放”要求，烟囱出口处NOx浓度要长时间稳定保持在50mg/Nm3以下，热工控制方面面临较大的技术困难。

在机组较大幅度（100MW）增减负荷的过程中，由于燃烧工况的变化，会增加NOx的生成，入口NOx会有极大幅度的升高通常为稳定工况的2-3倍，在这一过程中原有的控制回路不能提前预判NOx的变化使得喷氨滞后，导致出口NOx飙升至50甚至100mg/Nm3以上。

（5）CEMS分析仪表每隔4h进行一次10min的吹扫校准，在10min内，CEMS分析仪表端做保持处理，在这10min内，这期间如果发生较大的NOx变化，则会导致烟囱出口NOx超标，在CEMS测量恢复后，会引起调节系统的超调。

3脱硝系统热工控制优化改进策略

实现稳燃负荷以上全工况脱硝并满足“近零排放”NOx排放浓度不大于50mg/Nm3的要求，主要从三方面对机组进行深度优化，主要包括：对脱硝系统保护逻辑进行优化，提高脱硝系统投运率；对NOx生成端进行优化，减少锅炉侧NOx生成；NOx脱除端进行优化，提高脱硝侧NOx控制水平。

3.1、脱硝系统保护逻辑优化

为保证脱硝系统热控设备和系统的安全、可靠运行，可靠的设备与控制逻辑是先决条件。由于脱硝系统在设计、安装、调试时将注意力都放在了如何去满足工艺系统的要求上，而对提高脱硝系统的可靠性考虑较少。

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