燃煤機組SCR脫硝系統近零排放下熱工控制研究與工程實踐

李德波， 曾庭華， 廖永進， 馮永新， 毛奕升， 謝 斌， 張桂平

(1. 廣東電網有限責任公司電力科學研究院， 廣州 510080；2. 廣東珠海金灣發電有限公司， 廣東珠海 519000)

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燃煤機組SCR脫硝系統近零排放下熱工控制研究與工程實踐

李德波1， 曾庭華1， 廖永進1， 馮永新1， 毛奕升2， 謝 斌2， 張桂平2

(1. 廣東電網有限責任公司電力科學研究院， 廣州 510080；2. 廣東珠海金灣發電有限公司， 廣東珠海 519000)

針對某燃煤電廠進行“近零排放”改造后，SCR脫硝系統無法實現長時間穩定的NOx排放的現狀，從熱工控制邏輯著手進行研究，并進行工程應用，提出了適合“近零排放”改造后SCR脫硝系統熱工控制的關鍵技術.結果表明：通過NOx生成端優化，機組NOx平均質量濃度進一步降低，基本控制在200 mg/m3；在原有的前饋-反饋串級控制基礎上引入智能預測前饋控制，有效地進行偏差調節；煙囪出口NOx質量濃度超過50 mg/m3的時間進一步減至0.

SCR脫硝系統； 近零排放； 熱工控制

當前大氣環境形勢嚴峻，經常發生空氣重污染現象，霧霾天逐年增多，已威脅到人們的身體健康.各級政府陸續出臺多項政策措施，大力治理大氣污染，改善空氣質量.2014年我國發展和改革委員會與環境保護部聯合下發《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》，要求2020年前，中東部現役燃煤機組基本達到燃氣輪機排放限值.“近零排放”目前已成為燃煤機組新一輪環保改造的熱點，學術界和工程界針對“近零排放”開展了一些前期的基礎研究和工程改造，進行了一批“近零排放”改造的示范工程，如嘉興發電有限責任公司、廣州華潤熱電有限公司和廣東珠海金灣發電有限公司等.

王臨清等[1]對超低排放的減排潛力及其在PM2.5環境效益等方面進行了研究，結果表明，長三角、京津冀的燃煤機組實施超低排放改造后，與現有燃煤電廠排放的污染物相比，SO2、NOx、煙塵以及煙塵中一次PM2.5減排比例均在90%以上，SO3減排幅度達到70%左右.梁志宏[2]針對低氮燃燒(LNB)與選擇性催化還原(SCR)脫硝系統的耦合優化問題進行了研究，開發了燃煤鍋爐高效低NOx協調優化系統.李德波等[3-7]采用計算流體力學方法對燃煤機組低氮改造過程進行了數值模擬研究，計算得到不同配風方式下爐膛出口NOx濃度變化規律.但現場實際運行情況表明，當燃煤機組進行“近零排放”改造后，煙囪出口處NOx濃度很難長時間穩定保持在“近零排放”環保標準以下，導致經過“近零排放”改造的燃煤機組無法實現真正意義上長期穩定的環保排放標準，其主要原因是受到燃煤種類、鍋爐燃燒控制和脫硝系統熱工控制等復雜耦合因素的影響.李德波等[8-9]在SCR脫硝系統導流板優化、SCR催化劑更換數學模型等方面進行了研究.楊青山等[10]為提高脫硝反應器入口煙氣溫度提出了具體的技術方案.但在提高脫硝系統現場運行穩定性，保證反應器出口NOx濃度長期穩定等方面的研究目前還鮮見報道.

某電廠3號、4號機組原有煙氣處理系統對污染物的處理無法滿足最新的“近零排放”要求，因此必須對環保系統進行升級改造.該電廠開展了機組污染物“超凈排放”現場改造.但是改造后，SCR脫硝系統熱工控制存在技術問題，導致煙囪出口NOx質量濃度短時間超過50 mg/m3，無法滿足煙囪出口NOx質量濃度在50 mg/m3以下的要求.筆者針對現場技術問題，從控制邏輯著手對脫硝系統實現“近零排放”存在的問題進行研究分析，進行了一系列優化技術研究，取得了良好的工程應用效果，為我國其他燃煤機組開展“近零排放”后實現NOx穩定環保排放提供了較好的借鑒價值.

1 鍋爐及脫硝系統設備情況

某電廠3號、4號鍋爐為超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態排渣、全鋼懸吊結構Π型、露天布置燃煤鍋爐.燃燒方式采用低NOx同軸燃燒系統(LNCFS)，煤粉燃燒器為四角布置、切向燃燒、擺動式燃燒器.在主風箱上部設有2層緊湊燃盡風(CCOFA)噴嘴和5層分離燃盡風(SOFA) 燃燒器. 表1和表2為鍋爐設計參數和煤質參數.

表1 鍋爐設計參數Tab.1 Design parameters of the boiler

表2 運行煤質Tab.2 Coal quality analysis

脫硝系統采用選擇性催化還原法，脫硝裝置采用高塵型工藝，設置2臺SCR反應器，布置在省煤器與空氣預熱器之間.為了達到SCR脫硝裝置最低連續噴氨溫度的要求，對省煤器進行了分級改造.

2 脫硝系統“近零排放”的技術難點

為了實現“近零排放”要求，該電廠進行了省煤器分級改造、脫硝系統增加一層催化劑、脫硫塔增容改造和增加濕式電除塵器等措施，于2014年底完成“近零排放”改造. 改造完成后進行了現場性能考核試驗，試驗結果表明：SO2質量濃度長時間穩定在10～30 mg/m3, 粉塵質量濃度長時間穩定在5 mg/m3以下，受煤質、燃燒運行方式、脫硝系統現場儀表測量以及熱工控制等綜合原因，NOx質量濃度無法真正長時間穩定在50 mg/m3以下，因此無法真正實現“近零排放”的環保要求.要實現脫硝系統長時間穩定達到“近零排放”要求，還需解決以下幾個關鍵技術難點：

(1) 由于脫硝催化劑設計運行溫度為314～400 ℃，在省煤器分級改造完成后，SCR入口煙氣溫度有了明顯的提升，改造前后溫度對比見表3. 但在250 MW以下時由于煤種的偏差會存在溫度低于314 ℃的情況，不能完全實現全工況脫硝.

(2) 脫硝系統邏輯設計時國家對NOx排放的要求相對寬松，原有控制策略偏保守，留有較大的安全裕量，已不適合目前日趨嚴格的環保要求.

(3) 該電廠燃燒器采用LNCFS，屬于第二代低NOx燃燒技術，設計上具備較強的燃燒空氣分級能力，理論上可以將NOx質量濃度控制在200 mg/m3(6%φ(O2)). 目前該電廠鍋爐側NOx質量濃度偏高，平均值在280 mg/m3(6%φ(O2)).

(4) 從噴氨到發生還原反應再到測量端顯示有2 min的延時，從SCR出口NOx到煙囪排放NOx有1 min的延時. 雖然控制回路采用前饋-反饋控制，但由于從測量到反應至少有2 min的延時，使得該前饋做不到預判，不能有效應對入口NOx的大幅變化.即當入口NOx質量濃度大幅變化時，無法保證SCR控制系統能夠快速響應，導致反應器出口和煙囪出口NOx質量濃度短時間超標.根據目前“近零排放”要求，煙囪出口NOx質量濃度要長時間穩定保持在50 mg/m3以下，熱工控制方面面臨較大的技術困難. 在機組較大幅度(100 MW)增減負荷的過程中，由于燃燒工況的變化，會增加NOx的生成，入口NOx質量濃度會有極大的升高，通常為穩定工況的2～3倍.在這一過程中，原有的控制回路不能提前預判NOx的變化，導致噴氨滯后，使得煙囪出口NOx質量濃度飆升至50 mg/m3甚至100 mg/m3以上.

(5) 采用煙氣在線監測分析儀(CEMS)每隔4 h進行一次10 min的吹掃校準，在10 min內，CEMS表端進行保持處理，在這10 min內如果發生較大的NOx變化，則會導致煙囪出口NOx質量濃度超標，在CEMS測量恢復后，會引起調節系統的超調.

表3 脫硝系統改造前后SCR入口煙氣溫度對比Tab.3 Comparison of inlet flue gas temperature before and after retrofit of the SCR system

3 脫硝系統熱工控制優化改進策略

為實現穩燃負荷以上全工況脫硝并滿足“近零排放”的要求，主要從3方面對機組進行深度優化：對脫硝系統保護邏輯進行優化，提高脫硝系統投運率；對NOx生成端進行優化，減少鍋爐側NOx生成量； 對NOx脫除端進行優化，提高脫硝側NOx控制水平.

3.1 脫硝系統保護邏輯優化

為保證脫硝系統熱控設備和系統的安全、可靠運行，可靠的設備與控制邏輯是先決條件. 由于脫硝系統在設計、安裝、調試時將注意力都放在了如何滿足工藝系統的要求上，而對提高脫硝系統的可靠性考慮較少. 根據被控設備的工藝要求設計邏輯只是滿足控制的最基本要求，如果不考慮被控設備和控制設備的特點，構成的控制系統可靠性有所欠缺. 對涉及脫硝噴氨的保護邏輯進行全面梳理，并進行優化，提高脫硝系統投運率. 主要進行了如下控制優化：

(1) 根據廠家的催化劑特性資料，該催化劑理論應用范圍為280～400 ℃，當煙氣溫度較低時，催化劑的活性降低，NOx的脫除效率隨之降低，此時NH3的逃逸率增大. 隨著煙氣溫度的升高，SO2很容易被催化氧化成SO3，SO3與NH3反應生成的硫酸氫銨容易在鍋爐空氣預熱器冷端局部換熱面形成硫酸氫銨黏性物質，堵塞空氣預熱器換熱元件，造成空氣預熱器煙氣側和空氣側進出口壓差變大且伴隨波動，影響鍋爐風煙系統運行安全. 為滿足合同設計要求投運期間脫硝效率大于85%，氨逃逸小于3 μL/L等硬性指標，廠家將SCR入口煙氣溫度最低保護值定在了314 ℃. 在確保催化劑活性和控制硫酸氫銨生成的前提下，筆者提出通過SO2質量濃度及入口NOx質量濃度來確定SCR最低運行溫度(見表4). 在最優情況下SCR最低運行溫度可降至293 ℃. 通過表4的對應函數關系，修改脫硝系統最低投運溫度保護值，使其與SO2質量濃度和入口NOx質量濃度成對應關系. 結合煤種摻燒和運行的合理操作確保了鍋爐穩燃負荷(220 MW)以上全工況脫硝的實現，現場實踐表明可以做到180 MW脫硝系統投運.

(2) 將容錯邏輯設計思想引入脫硝系統保護邏輯.

表4 催化劑最低運行溫度及工況對照Tab.4 Minimum running temperature of catalyst and other working conditions

當脫硝系統出現可容忍的小故障時，保護邏輯應考慮容錯，保持系統持續運行. 取消了原有的“一側SCR入口煙氣NOx出現測量壞值，延時10 s保護關閉對應側噴氨關斷閥”保護條件. 當有測量壞值時噴氨控制切換到手動控制，由運行操作人員根據實際工況進行暫時的手動干預.

盡量避免采用單點信號進行保護，改單點觸發為多條件觸發. 對原有“氨區至脫硝SCR供氨母管壓力低于0.1 MPa，延時2 s保護關閉兩側噴氨關斷閥”保護條件增加輔助確認條件. 由于其壓力低的源頭實際為氨區氨氣緩沖出口母管壓力低，將該保護條件修改為“氨區至脫硝SCR供氨母管壓力低于0.1 MPa，且氨氣緩沖槽罐壓力低于0.1 MPa，延時2 s”，這樣避免了僅僅由于氨區至脫硝SCR供氨母管壓力低于0.1 MPa導致的噴氨關斷閥關閉情況的發生.

當不得不采用單點信號作保護時，需引入故障鑒別信號. 對原有的“一側SCR稀釋風體積流量低于1 950 m3/h，延時5 s保護關閉對應側噴氨關斷閥”保護條件增加壞值剔除功能，避免變送器故障引起保護誤動.

現場實踐研究表明，完成省煤器分級改造及脫硝系統保護邏輯優化后，脫硝系統平均投運率由48.1%提升至99.7% 實現了穩燃負荷(220 MW)下全工況脫硝運行.

3.2 NOx生成端優化

影響燃煤機組NOx生成的因素比較復雜，筆者大體歸結為3個方面：(1) 燃煤種類，煤種揮發分、含氮量、含碳量和發熱值等綜合因素的差異，導致在相同工況下，所生成的NOx將會有較大差別；(2) 爐膛燃燒結構，包括爐型和燃燒器機構和燃燒容量等主要設計參數；(3) 運行工況的差異，包括一次風速、煤粉濃度、煤粉系統、過量空氣系數、燃燒配風方式和機組負荷等參數.

該電廠燃燒器采用的低NOx燃燒器，在設計煤種下理論上可以將NOx質量濃度控制在200 mg/m3. 但目前鍋爐側NOx質量濃度偏高，平均值為280 mg/m3. 因此結合該電廠燃煤常用煤種和爐膛燃燒結構，從過量空氣系數、燃燒配風、機組負荷等主要可控手段出發，對燃燒自動控制進行優化.

3.2.1 靜態燃燒控制優化

對SOFA風量、一次風風量、二次風風量進行標定試驗并根據試驗結果對風量計算進行參數修正，確保測量的穩定性、準確性和可靠性.

在300～600 MW負荷段進行降低NOx排放試驗，試驗不同負荷段不同氧體積分數下的運行情況，以確定鍋爐最佳運行氧體積分數. 根據試驗結果修改負荷對應的氧體積分數設定函數，結果見表5. 從表5可以看出，相比優化前，優化后不同負荷下的氧體積分數設定值有所減小.

表5 優化前后的負荷-氧體積分數設定函數Tab.5 Load vs. oxygen concentration before and after retrofit

通過燃燒調整試驗，確定在氧體積分數一定的情況下，改變鍋爐SOFA風門開度以改變主燃燒器區域與SOFA區域的風量分配比例. 對CCOFA、燃燒系統、燃料風及周界風進行調整，各負荷工況下，二次風與爐膛壓差和風量有關，按目前的設定函數自動調節. 通過對不同SOFA風門開度進行試驗，分析鍋爐受熱面溫度偏差、再熱器汽溫及NOx排放指標等關鍵參數，給出鍋爐在該負荷下最佳的氧體積分數和SOFA風門開度組合. 根據試驗結果將CCOFA和SOFA風門控制優化為負荷開環控制，增加各負荷-小風門閥門開度配比函數(見表6).

表6 負荷-小風門開度配比函數Tab.6 Load vs. opening of air doors

爐膛與大風箱壓差的變化引起NOx排放的變化幅度在5%以內，對NOx排放的影響較小. 在SOFA/CCOFA及周界風風門開度不變的情況下，爐膛與大風箱壓差變化，主要改變了輔助風風門開度，影響了主燃燒區域二次風風量分配和上部燃盡風區域風量分配. 壓差增大，上部燃盡風風量增大，NOx排放會降低，但效果有限. 調節該壓差主要從穩燃的角度考慮而非降低NOx排放. 因此在確保爐膛燃燒穩定的前提條件下，盡可能降低爐膛與二次風箱的壓差，降低煙囪出口NOx質量濃度，優化前后二次風箱壓差隨風量的變化見表7.

表7 優化前后爐膛與二次風箱壓差控制函數Tab.7 Pressure difference between furnace and secondary air box before and after retrofit

3.2.2 動態控制策略優化

動態控制策略的優化主要是解決燃燒動態過程中風煤比變化過大，形成過氧燃燒從而導致NOx在動態變化過程中波動過大，尤其是在機組減負荷過程入口NOx質量濃度會有極大幅度的升高(通常為穩定工況的2～3倍). 從協調控制系統特點進行分析，發現造成上述現象的根本原因有：

(1) 變負荷過程中燃料目標跟蹤鍋爐指令，為平衡鍋爐大慣性的特點，鍋爐主控指令設置有超前動態前饋環節，即加負荷過程中預加燃料，減負荷過程中預減燃料. 而送風目標跟蹤機組指令，無超前動態環節. 所以減負荷過程中風煤比會增加，形成過氧燃燒，導致NOx生成量增加.

(2) 在動態加負荷過程中，爐膛出口煙溫升高，導致輻射換熱的工質吸熱份額減少，對流換熱的工質吸熱份額增加，而在減負荷過程中，由于鍋爐輻射換熱比重增加，對流換熱比重減少，中間點溫度(分隔屏過熱器入口汽溫)和懸吊管部分壁溫會出現超溫現象，故在燃料目標回路中增加動態超前環節，加(減)負荷過程中動態超前預加(減)燃料，并且負荷越低動態前饋量比重越大. 此動態環節進一步加大了風煤動態比例.

針對該問題采取相應的控制理念優化措施：

(1) 氧體積分數控制策略優化. 原機組變負荷工況下保持氧體積分數修正控制器輸出，不參與送風修正調節，變負荷結束后80 s氧體積分數控制器重新參與調節. 在變負荷過程中，SCR入口煙氣含氧體積分數波形與NOx波形基本一致，氧體積分數波形提前于NOx波形2.5 min.故增加氧體積分數控制變工況動態參數調節，并適當增強氧體積分數控制修正作用.

(2) 在確保機組燃燒穩定，安全運行的前提下，風量控制回路中增加一動態超前環節(預設增益為1.7、時間為3.5 min)，削弱動態過程中因煤量超前而引起的鍋爐過氧燃燒強度，減少燃料型NOx生成量.

通過燃燒調整以及變負荷過程中風煤比的有效調整，機組NOx質量濃度平均值進一步降低，基本控制在200 mg/m3，同時大幅減少了入口NOx質量濃度超過250 mg/m3的時間，極大緩解了NOx脫除端的控制壓力.

3.3 NOx脫除端優化

由于具有較高的脫硝效率，采用SCR方式的脫硝系統是大型火電機組脫硝系統改造的首選類型，而長期以來對SCR脫硝系統的研究主要針對其物理原理、設備結構和運行方式方面，卻忽略了對脫硝自動控制策略的研究.

事實上在執行“近零排放”時，脫硝系統的自動控制品質至關重要. 目前脫硝噴氨控制普遍采用前饋-反饋串級控制，由于測量及反應的滯后，該控制策略不能有效地應對因燃燒工況的變化而引起的入口NOx質量濃度急劇變化的工況，存在較大的滯后和超調.

針對SCR脫硝噴氨控制系統的大滯后特性，對原有脫硝噴氨控制回路進行了優化改進.在原有的前饋-反饋串級控制基礎上引入智能預測前饋控制，有效地進行偏差調節. 控制框圖見圖1.

圖1 采用智能預測算法的噴氨控制框圖Fig.1 Intelligent predictive algorithm of the NH3 injection

通過對機組負荷、總風量、總給煤量、SCR入口NOx質量濃度變化等眾多因素的分析進行趨勢預測，提前噴入后續NOx質量濃度變化所需的氨氣量. 采用預測控制和帶前饋的PID控制對比圖見圖2，使用帶前饋的PID控制只能根據入口NOx質量濃度的變化來噴入所需的氨氣，再通過偏差調節來控制NOx的排放，由于測量和反應的滯后，噴氨存在明顯的滯后和超調過程. 而采用趨勢預測可以提前響應入口NOx質量濃度的變化，及時噴入氨氣有效控制NOx的排放.

圖2 2種不同控制策略效果對比Fig.2 Comparison of control effect between two different strategies

對煙囪出口NOx質量濃度與A、B側出口NOx質量濃度進行比較，評估得出A、B側出口NOx質量濃度與煙囪出口NOx質量濃度的偏差，對控制器的NOx質量濃度測量值進行智能修正；對A、B側噴氨量及入口NOx質量濃度進行比較，評估得出A、B側出口NOx質量濃度之間的偏差，對A、B側噴氨量進行智能配比. 現有機組改脫硝系統受到鍋爐結構的限制，出口NOx測點的煙道呈狹長形，存在流場不均的問題，因而煙囪出口NOx質量濃度與SCR出口NOx質量濃度測量存在一定的偏差. 以環保考核點煙囪出口NOx質量濃度為基準對SCR出口NOx質量濃度進行實時比較，當累計質量濃度平均值超過一定誤差時對控制器的NOx質量濃度測量值進行智能修正，確保控制穩定. A、B側煙氣流量也不能做到完全一致，因而A、B側的噴氨量需要進行智能配比修正，確保兩側噴氨量的相對一致.

根據對CEMS儀表狀態的判斷，通過A、B側濃度差值替代的方式，消除儀表校準過程中控制的不可判斷性. 由于CEMS每隔4 h進行一次10 min的吹掃校準，在10 min內，CEMS分析儀表端進行保持處理，如果燃燒工況變化引起NOx質量濃度波動，預測算法將無法通過入口NOx質量濃度的變化率進行對應的預測，在CEMS測量恢復后，會導致調節的波動. 因而不能簡單地通過測量保持來解決，利用A，B側CEMS吹掃校準不同步，A側吹掃時通過B側替代，同時考慮到A、B側測量不一致，需要進行差值疊加，這能很好地解決吹掃校準引起的調節波動.

根據脫硝系統出口NOx質量濃度控制波動情況(任何工況均小于50 mg/m3)倒推出設定值上限，按設定上限和85%脫硝效率對應的設定值取小值得出控制設定值，在滿足脫硝效率的同時，確保全工況控制過程NOx質量濃度不超過50 mg/m3.

通過回路優化引入智能預測算法，大幅提高了系統閉環穩定性和抗擾動能力，有效地將煙囪出口NOx質量濃度控制在50 mg/m3以下. 由表8可以看出，優化后10 d時間煙囪出口NOx質量濃度沒有超過50 mg/m3，有效地控制了NOx質量濃度的超標.

表8 4號機組脫硝系統優化前后參數對比Tab.8 Denitrification parameters of unit 4 before and after optimization of the SCR system

4 脫硝系統控制優化改進效果分析

通過選取優化前時間段2014-05-01 T 00:00至2014-05-11 T 00:00，部分優化后時間段2015-01-21 T 00:00至2015-01-31 T 00:00以及優化實踐完成時間段2015-08-01 T 00:00至2015-08-11 T 00:00的數據，對優化前后3號、4號機組NOx排放進對比，時間間隔為1 min.

從表8可以看出，在優化前，4號機組脫硝系統投運率受最低投運溫度的限制只能達到45%～50%，SCR入口NOx平均質量濃度處于較高的水平. 通過省煤器分級改造及脫硝系統保護邏輯優化后，脫硝系統已能實現100%的投運率，通過對燃燒系統的整改，3號SCR入口NOx質量濃度平均值降低了30 mg/m3，但煙囪出口NOx質量濃度超過50 mg/m3的時間仍高達2 928 min，SCR入口NOx質量濃度超過250 mg/m3和300 mg/m3的時間并沒有大幅減少. 通過燃燒調整、引入智能預測算法等優化措施，SCR入口NOx平均質量濃度進一步降低，SCR入口NOx質量濃度超過250 mg/m3和300 mg/m3的時間也大幅減少，3號SCR入口NOx質量濃度平均值降低了50 mg/m3. 煙塵NOx質量濃度超過50 mg/m3的時間進一步減至0，整個NOx排放處于最優狀態，真正實現了脫硝系統在任何時刻都達到“近零排放”的環保要求.

5 結 論

(1) 提出通過SO2質量濃度及入口NOx質量濃度來確定SCR最低投運溫度方法，在最優情況下SCR最低投運溫度可以降至293 ℃，確保了鍋爐穩燃負荷(220 MW)以上全工況脫硝的實現.

(2) 將容錯邏輯設計思想引入脫硝系統保護邏輯，確保脫硝系統長期穩定運行.

(3) 通過NOx生成端優化，機組NOx質量濃度平均值進一步降低，基本控制在200 mg/m3，同時大幅減少了入口NOx質量濃度超過250 mg/m3的時間，極大緩解了NOx脫除端的控制壓力.

(4) 在原有的前饋-反饋串級控制基礎上引入智能預測前饋控制，有效地進行偏差調節，大幅提高了系統閉環穩定性和抗擾動能力，有效地將煙囪出口NOx質量濃度控制在50 mg/m3以下. 通過表8看出，優化后10 d時間煙囪出口NOx質量濃度沒有超過50 mg/m3，有效地控制了NOx質量濃度的超標.

(5) 通過上述熱工控制優化，煙囪出口NOx質量濃度超過50 mg/m3的時間進一步減至0，整個脫硝NOx排放處于最優狀態，真正實現了脫硝系統在任何時刻都達到“近零排放”的環保要求.

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YANG Qingshan, LIAO Yongjin. The strategy on reduction of SCR minimum operation load[J].Electric Power, 2014，47(9)：153-155.

Thermal Control Investigation and Engineering Practice of an SCR Denitration System in Near-zero Emission Coal-fired Units

LIDebo1,ZENGTinghua1,LIAOYongjin1,FENGYongxin1,MAOYisheng2,XIEBin2,ZHANGGuiping2

(1. Electric Power Research Institute of Guangdong Power Grid Corporation, Guangzhou 510080, China;2. Guangdong Zhuhai Jinwan Power Generation Co., Ltd., Zhuhai 519000, Guangdong Province, China)

To solve the problem existing in a certain coal-fired thermal power plant that its SCR denitrification system was unable to keep long-term stable NOxemission after near-zero emission retrofit, an investigation was conducted on the thermal control logic, and subsequently key thermal control technologies were proposed for the SCR denitrification system, which were then put into engineering application. Results show that the average NOxconcentration of unit could be reduced to below 200 mg/m3through optimization on the generation process of NOx; effective deviation adjustment could be fulfilled by introducing intelligent predictive feedforward control to the original feedforward-feedback cascade control; the emission concentration of NOxfrom the funnel could be reduced to below 50 mg/m3.

SCR denitration system; near-zero emission; thermal control

2015-10-19

2016-02-09

國家自然科學基金資助項目(51376161)； 中國南方電網重點科研資助項目

李德波(1983-)，男，湖北宜昌人，高級工程師，博士，主要從事煤粉燃燒污染物控制、超超臨界燃煤機組調試、試驗、煤粉燃燒高級數值模擬、大規模并行計算方法和程序開發等方面的研究. 電話(Tel.)：15920528785；E-mail：ldbyx@126.com.

1674-7607(2017)07-0569-08

TK32

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510.80