摘要：随着国内电力环保排放标准的越趋严格，国家要求燃煤机组总排口NOX排放浓度不得高于50mg/Nm3。很多电厂由于锅炉负荷变化过快，运行人员往往采用过量喷氨来保证脱硝系统的达标排放，造成氨耗量增加。另一方面由于漏氨生成硫酸铵盐，导致催化剂积灰严重，脱硝效率下降；同时空预器堵塞频繁，引风机出口阻力增大，机组运行能耗偏高。本文结合某机组喷氨优化的应用，浅谈如何通过仪表控制解决上述问题。
关键词：喷氨优化；控制；锅炉燃烧；脱硝效率
传统氨分配方式（喷氨格栅）是假定烟气流量及NOX分布是固定不变的，而实际上锅炉负荷或燃烧方式调整时，烟气流量和NOX的分布是随着变化的。传统喷氨方式无法使NH3浓度场与NOX浓度场匹配，致使局部过量喷氨，氨逃逸增大，造成脱硝催化剂及下游空预器冷端积灰、堵塞的几率加大，影响机组正常运行，同时还可能出现局部喷氨不足，造成SCR出口NOX偏高、NOX浓度均匀性差。
以下将以某电厂的喷氨优化改造为例，对火电厂脱硝SCR区喷氨存在的问题进行分析并提出几种优化解决方案。某电厂燃煤机组采用东方锅炉股份有限公司设计制造的亚临界参数、四角切圆燃方式、自然循环汽包炉，机组于2005年投产。烟气脱硝采用选择性催化还原（SCR）工艺，脱硝装置于2013年投运，后期经烟气脱硝超低改造，达到NOX出口浓度≤50mg/m3的要求。装置采用氨气作为还原剂，催化剂层采用声波吹灰器吹灰。
1目前火电厂脱硝SCR区喷氨的基本原理及存在的问题
该电厂SCR区喷氨工艺流程如图1SCR区喷氨简图所示，水解区侧来的氨气首先进入氨气计量及调节模块，对氨气流量进行调节，然后与蒸汽加热后的稀释风混合均匀后，通过喷氨格栅喷入烟道内与锅炉烟气混合，最后在催化剂的作用下将NOX还原分解成无害的氮气（N2）和水（H2O）。在机组运行时，通过网格法手动测量SCR出口烟道多点NOX含量，然后手动设定喷氨管道支管蝶阀开度。
该电厂SCR区脱硝系统喷氨控制原理如图2所示，采用氨气流量串级调节控制。反应器后烟气中NOX的浓度水平要求不超过50mg/m3，该数值预先作为主控制器的设定值。反应器后烟气单点NOX浓度作为实际测量值反馈给主控制器。通过测量反应器前烟气NOX浓度，计算喷氨需要的氨气流量，通过副控制器调节氨气气动调节阀开度。整个控制系统需满足锅炉负荷工况在30%～100%之间变动的脱硝要求。
此方案是当前火电厂脱硝SCR区喷氨的普遍做法，该方案是假设烟气截面流速及截面NOX分布是不变的，因此仅调节反应器入口的氨气管道流量总阀，在支管氨气分配时采用手动阀门进行调整。然而在机组实际运行时，随着机组负荷的变化，省煤器出口湿烟气量（Nm3/h）在50%到100%最大BMCR工况范围内波动，烟气截面流速和截面NOX分布随之变化。当这种波动较大时，传统氨气喷射的分配方式不合理，易造成局部过量喷氨，氨逃逸增大，产生的硫酸氢铵的量增大，造成SCR催化剂及后续的空预器冷端积灰、堵塞的几率加大；同时部分截面又可能出现喷氨不足，出口NOX偏高；最终导致SCR出口NOX浓度场不均。而出口NOX含量测量是通过CEMS单点测定，在出口NOX浓度场不均情况下所抽取样气无法代表整个截面NOX含量分布情况。
2火电厂脱硝SCR区喷氨的几种优化方案
针对火电厂SCR区喷氨存在的上述问题，从如下四个方案进行优化：
2.1SCR反应器出口NOX测量采用多点测量，每个反应器出口截面采用8点测量，通过同步实时采样、分时分析，实现在2～3分钟内完成一次截面NOX含量分布周期分析，如表1NOX分区测量系统某时段参数所示：
该方案采用稀释法测量，在采样探头顶部通过一个音速小孔进行采样，并用干燥的仪表空气在探头内部进行稀释。样品气进入分析仪之前不需要除湿处理，因为样品气经过稀释后(稀释比100∶1)，有效地降低了样品的露点温度，低于安装环境最低温度，避免了样品气在环境温度下产生的结露现象；另一方面样品气虽然经过稀释但仍为带湿气体，测量过程是典型的湿法测量。
2.2由于烟气截面分区流速不一样，导致单位时间内各区流过的NOX总量不一样。可通过调节各分区支管调节阀来细调各分区喷氨量，此优化方案工艺流程为：将SCR反应器入口烟道根据流场分布分为4个区域，在每个区域的供氨支管上增加一台差压流量计和气动调节阀，采取可控的氨气注入量调节。4个分区面积不均等,根据流场速度分布，烟道中间流速高分区较小；烟道两侧流速偏低，分区较大。
此方案中SCR反应器出口NOX测点数量及布置要与喷氨分区数量形成一定的对应关系，8个出口NOX测点均匀度要控制在20%左右。调节开度如表2所示：
2.3针对测量仪表时间滞后问题，可采取预测控制方式，设置外挂智能PLC控制器，利用智能算法来实现预测控制。对脱硝控制系统的各种扰动因素进行动态补偿，从反应源头及时消除系统波动。此方案首先要分析脱硝系统控制的影响因素，作为智能算法的输入量。
2.3.1氧量
NOX主要由燃料中氮化合物在燃烧中氧化而成，NOX的产生与过量空气系数有关，当过量空气系数接近1时，NOX产生浓度最大；过量空气系数小于1时，由于氧气浓度较低，燃烧过程缓慢，可抑制NOX的生成；当过量空气系数大于1.5时，由于燃烧温度低下，也能抑制NOX的生产。氧量的波动必然会导致NOX随之波动。因此可以通过氧量的变化趋势来预测氮氧化物的变化趋势，从而为提前控制氮氧化物争取一定的时间。
2.3.2给煤量
火力发电厂要快速响应电网的负荷波动，运行人员会根据负荷实时改变炉膛的给煤量。给煤量的改变必定会引起脱硝入口NOX变化，也会导致炉膛温度的改变。
2.3.3风量
为了保持炉膛燃烧的稳定，必须保持合适的风煤配比。由于煤量通常跟随机组负荷变化，因此系统会对风量进行调整，从而保证炉膛稳定燃烧。由于炉膛和烟道的体积是一定的，风量改变时烟气流过反应区的速率发生变化，从而导致烟气在反应器中的停留时间发生变化。停留时间越长，NOX的转化效率就越高。
2.3.4喷氨量
根据脱硝反应化学方程，NH3与NOX物质量的比值理论上应该为1。在脱除效率达到85%之前，NH3和脱除的NOX量之间有1:1的线性关系，但在效率为85%以上时，脱除效率开始稳定，要得到更高的效率需要比理论更多的氨量。这归因于NOX中以NO2形式存在的部分以及反应率的限度。PLC读取了锅炉给煤量、风量、负荷、入口NOX、出口NOX等参数，提前推测锅炉燃烧变化，预先给出一个烟气NOX数值，并通过算法对该数值作进一步修正。该方案做出了正确预判，从而提前调节供氨总阀，调节供氨总量。
2.4设置单独的服务器，采用大数据计算方法来实现其对于复杂工况的适应能力。通过长期数据积累，可以实时实现对于外挂PLC中预测算法的缺陷（不能利用大量的历史数据实现对于预测算法中的控制系数的自优化）的解决。此方案目前还处于现场调试、验证阶段，效果有待进一步观察。通过上述方案的优化，在脱硝系统正常投入的情况下，负荷稳定时出口NOX浓度波动在±10mg/m3以内，变负荷时NOX浓度波动在±15mg/m3以内，满足锅炉不同运行工况的要求。初步估算脱硝还原剂的消耗降低8～10%,每年约减少液氨耗量40t，节省原料费用约12万元（按液氨3000元/t）。送、引风机电耗减少40万元/年。节省空预器清洗费用1万元/年，空预器吹扫蒸汽46万元/年。
3结束语
在国家超低排放要求下，目前国内火电厂均配备完善的脱硝装置。但是很多电厂都出现了空预器腐蚀、堵塞等问题，大大增加了运营成本。特别是大型锅炉多采用前后墙对冲炉，其烟气NOX浓度不均匀性更大，堵塞问题更普遍。本文通过对目前脱硝SCR区喷氨方式的分析，提出喷氨优化的几种方案以期减少氨过量造成的原料浪费，解决设备的腐蚀、空预器堵塞等问题，市场应用前景广阔。
