600MW机组脱硝控制系统优化浅析.docx

600MW机组脱硝控制系统优化浅析.docx

《600MW机组脱硝控制系统优化浅析.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《600MW机组脱硝控制系统优化浅析.docx（7页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

600MW机组脱硝控制系统优化浅析

600MW机组脱硝控制系统优化浅析

关键词：

SCR脱硝技术脱硝工艺

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（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SCR2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）还原为对大气没有多少影响的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2-1SCR系

统结构示意图

2.2SCR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。

关键词：

SCR脱硝技术脱硝工艺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。

这种方式的优点在于可以根据不断变化的煤种及运行调整需要，阶段性的调整加权系数，保证通过烟气量计算需氨量的准确性，提高调节品质。

在下面的优化后经济性分析表1的数据分析中也能体现实际总风量对SCR入口烟气量的修正效果。

图3.1负荷、烟气量、NOx浓度趋势图

3.1.2保持NOx分析仪表数据的稳定性

无论是效率控制模式还是出口浓度控制模式,都需要用到SCR出口、入口的NOx浓度，因此SCR出口、入口的NOx浓度在自动系统的投入中是至关重要的参数，为保证脱硝出入口NO分析仪表的稳定性：

关键词：

SCR脱硝技术脱硝工艺1）脱硝出入口NO分析仪表安装位置具有代表性

脱硝系统入口的NOx、O2分析仪必须安装在省煤器出口至反应器入口烟道的直管段上，脱硝系统出口NOx、O2、NH3分析仪必须安装在省煤器出口的直管段上反映器出口至空预器入口之间的烟道直管段上，直管段才能保证烟道中烟气流动的稳定。

分析仪探头布置示意图如下图3.2所示：

图3.2分析仪探头布置示意图

配置冗余的SCR出入口NOx浓度分析仪表，在分析仪表消缺或者标定过程中，备用分析仪投入运行，保证脱硝出入口氮氧化物测量的准确性和连续性，但成本比较高；因为A、B两侧物理结构、烟气反应过程基本一直，两侧的出入口NOx分析仪表数值接近，可以短时互为备用，在控制逻辑中设备A、B侧分析仪表互为备用开关，在消缺或者标定过程中退出运行，用一侧仪表参与两侧控制。

2）加强对NOX、NH3等分析仪的定期维护

由于脱硝系统大多数是安装在静电除尘器前，烟气中含尘量大，CEMS测量设备因堵塞导致测量数据偏差较大，所以有必要进行摸索，电厂的煤质、维护周期、更换过滤网等，保证NOx、NH3等分析仪测量准确，以利于安全可靠生产。

3）保证SCR系统出口、入口氧量准确性

按照环保规程要求，SCR系统出口、入口NOx测量数据需要折算为标准状态下干烟气的浓度参数，因此SCR出入口NOx浓度分析仪表测量的数据是需要有氧量修正计算的，如果氧量测量不准确，一定会影响到NOx浓度的准确性，进而影响脱硝系统的稳定运行，比如：

SCR出口氧量异常偏高，SCR出口NOx浓度升高，喷氨量增加，当氨气供应不能满足要求，脱硝系统就会跳闸停运。

3.1.3控制过程优化

脱硝系统在生产运行过程中，为减少系统的非正常情况下的停运次数，特地进行了流程优化。

在脱硝控制系统在氨气空气分配模块中，如果氨气流量降低到临界值时，整个系统正在运行的喷枪同时跳闸。

这样脱硝系统的投运率和设备可靠经济运行都会受到影响，对该逻辑优化为：

当流量降到临界值时，喷枪不是一起跳闸，而是分别延时跳闸，延时的时间以电动门关闭时长来定。

当流量降到临界值时，喷枪顺次延时跳闸，一、二只喷枪停止后，流量可能就不再降到临界值，这时，系统其他的喷枪就可以继续运行。

运行人员就可有时间来干预系统，调整相关参数，使得系统恢复正常运行状态。

4优化后经济性分析

以某厂600MW亚临界、汽包炉脱硝系统为对象，采用效率控制模式及出口浓度控制模式运行数据如下表4-1：

表4-1不同控制模式数据对比表

注：

表中

（1）效率控制模式下的数据采集条件是：

效率设定75%,采用负荷对应SCR入口烟气量；

（2）出口浓度控制模式下的数据采集条件是：

出口NOX设定值80mg/Nm3；采用实际总风量对应SCR入口烟气量。

从上面的数据可以明显看到，在脱硝浓度控制模式下，尽管出口浓度设定的比较高，耗氨量比较低，脱硝效率并不低，一方面可见出口浓度控制模式的效果远远好于效率控制模式的控制效果；另一方面效率控制模式与出口浓度控制模式是采集的两天不同的数据，可见煤种变化、人员操作习惯的因素对于耗氨量还是有很大影响的；还有实际总风量对应SCR入口烟气量的修正效果也很明显。

5结论

实践中对脱硝控制系统的优化进行了一些摸索，通过对SCR入口烟气量计算、NOx分析仪表数据配置、过程控制逻辑的优化，提高了脱硝控制系统的调节品质，脱硝系统的稳定性得到了提高，明显减少了由于参数变化导致的SCR系统出口浓度超标，同时大大减少了脱硝系统跳闸停运次数；通过对效率控制模式及出口浓度控制模式运行数据的对比分析，可见浓度控制模式的对出口NOx的控制效果远远好于效率控制模式的控制效果，是一种比较经济的控制方式。