宽负荷脱硝控制策略探讨 摘要：在现有环保标准严格执行的行业环境下，随着电力市场供大于求的现状加剧，火电机组参与深度调峰，目前采用脱硝主要技术方案为SCR，为了保证在低负荷工况下，SCR工艺反应所需烟气温度，锅炉进行宽负荷改造，本文针对主要的几种技术方案控制策略进行探讨关键词：宽负荷脱硝；控制策略；热控1.引言煤为主的能源结构并且通过直接燃烧的方式加以利用是造成我国大气污染的主要原因之一因此，为了保障空气质量，必须采用先进的污染物治理技术控制燃煤机组的污染物排放总量，并执行更为严格的排放标准在环保部于2011年7月发布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中，要求燃煤锅炉氮氧化物（以NO2计）排放浓度低于100mg/Nm3或200mg/Nm32014年9月，在发改委、环保部、能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》中，要求燃煤机组必须确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求，即大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值要求，其中，氮氧化物（以NO2计）排放浓度不高于50mg/Nm32015年12月，环保部、发改委、能源局再次联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求东部、中部和西部地区分别在2017年、2018年和2020年前基本完成超低排放改造。
在发改委、环保部、能源局于2015年12月2日联合印发的关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知（发改价格[2015]2835号）中明确规定，对验收合格并符合超低排放要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持其中，2016年1月1日以前、以后并网运行的实现超低排放的机组，对其统购上网电量加价1分/kW•h、0.5分/kW•h（含税），且加价电量与实现超低排放的时间比率挂钩此外，需要注意的是，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准综上，国家是从排放标准及鼓励政策两方面来引导宽负荷脱硝的实现2.宽负荷脱硝技产生原因目前，应用较为广泛的烟气脱硝技术为选择性催化还原法（SCR）为满足SCR催化剂的温度窗口，在SCR反应器的设计过程中一般要求入口烟气温度不低于320℃的设计过程中实际运行过程中，由于锅炉负荷受电网控制，无法长期高负荷运行，部分锅炉运行在50%负荷以下时，SCR入口烟温低于320℃，使得SCR无法正常运行，造成NOX排放浓度超低、催化剂失活、氨逃逸增加等此外，由于近年来电力市场供求关系不平衡的加大，发电量远超电网使用量，很多火电机组为了满足调峰需求，长期保持机组在低负荷运行状态。
因此，有必要采用宽负荷脱硝技术来满足NOX排放要求，实现最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求3.宽负荷脱硝技术方案为了满足脱硝工艺要求进行改造的主要途径分为两种：SCR系统中填充低温还原催化剂和提升烟气的温度，由于低温情况下，SO2会对系统催化剂的活性带来影响，并且适用于大型燃煤机组的低温脱硝催化剂还处于研究阶段因此，一般采用提升烟气的温度实现宽负荷脱硝的改造通过提升烟气方案实现宽负荷脱硝的技术方案是目前主流思路，采用的技术路线包含以下几个方面：降低给水换热，保留烟气热量，从而提高脱硝进口烟气温度；旁路烟气通道，将高温烟气直接送至脱硝进口，提高反应烟气温度按照以上两种思路产生的主要宽负荷脱硝改造技术方案有如下几种3.1省煤器旁路省煤器旁路是在省煤器烟气或给水侧设置旁路，用于减少低负荷时省煤器的吸热量，提高SCR入口烟温3.1.1省煤器烟气旁路低负荷时，将省煤器入口的部分高温烟气经旁路直接引入省煤器出口烟道，提高SCR入口烟温该技术的优点是系统简单、投资成本低，但也存在明显的缺点，即低负荷运行时会使省煤器吸热量减少，造成空预器排烟温度上升，减低锅炉效率此外，烟气旁路技术对旁路烟道挡板门的性能要求较高，机组高负荷撤出旁路时，由于省煤器进口烟温能达到500℃以上，旁路调节挡板在高温下极易变形，产生内漏，同样会使排烟温度升高，影响锅炉经济性。
同时，在满负荷时挡板若内漏量大，可能会使省煤器出口烟温达到400℃以上，从而使催化剂烧结开始发生，而且烧结的过程是不可逆的，导致催化剂活性降低因此烟气旁路存在一定的技术风险3.1.2省煤器给水旁路低负荷时，将省煤器入口的部分给水经旁路引入省煤器出口或锅炉下降管，通过调节旁路水量控制省煤器换热量，提高SCR入口烟温该技术的优点是系统简单、投资成本低，但由于低负荷时省煤器出口烟温很低，如仍需保证省煤器出口烟温，则势必增大旁路水流量，将会产生省煤器中介质超温，使省煤器出口水温的欠焓达不到机组安全运行要求此外，本方案与烟气旁路一样将导致排烟温度的上升，影响机组的经济性目前国内尚未见成功应用案例，因此不建议采用此方案3.2省煤器分隔省煤器分隔技术是将原有省煤器烟道用隔板分隔为多个内置独立通道，并分别设置烟道挡板低负荷时，通过调节烟道挡板门，减少省煤器换热量，提高SCR入口烟温该技术的优点是投资成本低，能够满足温升需求，但因挡板门为高温高灰运行，对其可靠性要求较高，此外，因烟道分隔，吹灰存在一定难度，且该技术同样会造成锅炉效率的降低3.3给水加热给水加热技术是通过抽取蒸汽或其他热源加热省煤器入口给水，降低省煤器传热温差来减少换热量，进而提高省煤器出口烟温。
3.3.1炉水循环炉水循环是设置炉水循环回路，抽取炉水加热省煤器给水低负荷时，将部分炉水引入省煤器入口，提高省煤器进口水温，减少省煤器换热量，提高SCR入口烟温该技术系统简单，调节灵活，但主要用于在汽包炉炉水泵裕量较大的情况，且同样会造成锅炉效率的降低3.3.2零号高加零号高加技术是在回热系统的1号高加前增设一零号高加低负荷时，投入零号高加提升给水温度，降低省煤器换热量，进而提高省煤器出口烟温零号高加会降低汽机热耗，但系统较为复杂，且同样存在锅炉效率降低的问题3.4省煤器分级省煤器分级是将省煤器尾端部分受热面移至SCR反应器出口，通过降低SCR前省煤器换热量，提高SCR入口烟温，保证SCR装置宽负荷运行省煤器分级优点在于温度调节范围大，运行稳定，因没有改变锅炉侧的传热过程及分配，因此对锅炉效率等性能指标没有影响但对改造项目会涉及部分省煤器的拆除及新增省煤器，因此成本较高，系统改造相对复杂4.控制策略探讨针对以上几种改造方案，在不考虑建设施工难度和锅炉效率的前提下，仅仅对过程控制的思路和实现自动化的难易度上进行分析和讨论4.1省煤器旁路4.1.1省煤器烟气旁路控制省煤器烟气旁路进口设置开关门控制系统的使用和退出，并根据烟气旁路材料强度和耐热性能决定系统投入条件控制开关门的开关；出口使用调节门根据SCR入口温度调节开度。
调门作为主要调节手段，使用单回路的PID调节器进行调节，将SCR入口温度作为被控量，调门作为被控对象根据SCR入口温度调节旁路烟道调节门开度，考虑到温度调节的滞后性和锅炉负荷变动对旁路烟气入口温度的影响，可以将烟道旁路入口温度作为已知扰动来对待，在调节过程中加入旁路入口温度作为前馈同时为了保证烟气流量与调门开度的线性度更好，在调节旁路调门的同时，将原烟道出口调节挡板的控制逻辑自动与之联锁，保证开大旁路调门的同时关小原烟道挡板开度4.1.2省煤器给水旁路省煤器给水旁路设置调节阀门，调节阀门开度根据省煤器出口烟温进行反馈调节，在调节的同时需要设置闭锁，一方面防止省煤器金属温度超过限制，另一方面防止省煤器出口旁路水和主路水混合温差过大，这样必然会影响旁路给水调门调节速度和调节范围4.2省煤器分隔控制在控制方面需要增加省煤器出口调节门数量，并需要根据流场模拟结果，合理分配各个调门开度，不能采用统一开度的方式进行调节被控量为省煤器出库烟气温度，控制对象为省煤器出口烟气挡板，并设置开度闭锁，一方面防止烟道通流面积过小，导致炉膛压力升高；另一方面防止省煤器换热量减少导致换热面金属超温由于烟气通流面积和换热量不是近似线性关系，所以调节烟气挡板开度与换热量的对应关系也要更复杂，采用简单的反馈调节系统根据出口烟气温度调节挡板开度的波动也会比较大。
4.3给水加热方案4.3.1炉水循环控制炉水循环方式适用于亚临界汽包炉，控制方案可以参考过热器出口温度串级调节的控原理，将省煤器出口烟气温度作为主调节回路的被控量，省煤器入口给水温度作为副回路的被控量同时，炉水再循环会影响到锅炉汽包三冲量调节系统，需要将再循环流量与汽包出口流量作为整体参与原有三冲量调节系统整个控制策略实现难度较大，需要大量的工程实际试验数据进行验证可行性此种方案不适合超临界机组给水调节系统，有一定的局限性4.3.2零号高加控制零号高加串联进汽机加热器系统中，控制逻辑与1、2、3高加控制逻辑相同，根据原有工艺流程进行控制，逻辑实现方便，但是自动控制逻辑在汽机侧，控制省煤器水温的延迟较大，并且受到其他高加影响也比较大，对省煤器出口烟气温度的直接调节作用不明显，精度较低，可以采用汽机加热器自动调节配合运行人员手动干预的调节方式适合负荷变化不频繁，可以长期稳定负荷保持运行的机组，为了提高烟气温度控制精度，需要增加其他的改造措施共同进行调节4.4省煤器分级控制省煤器分级方案不改变原有汽水系统和风烟系统工艺流程，所以在控制方面不需要做较大变动，只需要操作人员根据SCR入口烟气温度，正常进行锅炉运行调节，烟气温度调节速度较慢，控制精度较低，适用于负荷变化不频繁的机组。
5.总结针对以上几种技术路线的控制思路，省煤器分级控制不改变原有控制方式，但是对于烟气温度的调节需要操作人员手动调节，实现自动控制较为困难省煤器给水旁路控制和零号高加的控制策略相对简单，但是控制精度不高，应该配合其他宽负荷脱硝技术联合使用炉水再循环应用于亚临界机组，有一定的局限性，并且会影响汽包三冲量控制，需要试验和工程数据省煤器烟气旁路和省煤器分隔的控制方式相比于水控制要快速一些，但是由于温度的滞后性，在调节参数整定的时候需要不断地进行调整，并加上合适的前馈环节，减少波动参考文献：[1]周宏宝.火电机组宽负荷脱硝技术探讨[J].电子世界，2014（14）：261-262.[2]魏刚，蔡继东.烟气旁路实现百万等级超超临界锅炉宽负荷脱硝的应用[J].锅炉技术，2016，47（2）：43-45.[3]甘露，范振兴，黄锐.宽负荷脱硝技术探讨[C]//2016清洁高效燃煤发电技术交流研讨会.2016.[4]LiF，ZhuZ.RetrofitofaDenitrificationSystemforWideLoadOperation[J].PowerEquipment，2016.[5]李峰，朱宰基.宽负荷脱硝改造的探索和实践[J].发电设备，2016，30（2）：116-119.[6]丁建良，岳峻峰，邹磊，等.大型燃煤电站锅炉宽负荷脱硝技术路径选型及应用分析[J].能源研究与利用，2018（2）.[7]ZhengX，CuiY，XieG.WateSideRenovationMethodofDenitrificationWideLoadOperation[J].ShanghaiEnergyConservation，2017.[8]任彬.宽负荷脱硝技术方案比选[J].重庆电力高等专科学校学报，2017（6）：50-53. -全文完-。