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SCR烟气脱硝喷氨自动控制分析及优化 1+1

2019-10-12

  主调控制回路不再修正摩尔比,而是根据出口NOx质量浓度与其设定值的偏差经PID调节输出,直接对计算出理论所需的喷氨流量进行修正(修正范围0.7~1.3)。理论所需的喷氨流量则是由燃料量所计算出的烟气量乘以入口NOx质量浓度与出口NOx设定值之差,再乘以二者摩尔比得到氨气需求量。

  副调控制回路由主调回路修正后得到的喷氨流量,加上运行人员手动偏置量,作为副调的给定值,与喷氨流量测量值的偏差经过PID调节后输出自动控制指令,控制喷氨流量调节阀开度,改变喷氨量大小。为了减小系统迟延的影响,在控制系统中引入了变负荷前馈;另外,由于燃烧工况的变化会影响入口NOx质量浓度,当发现入口NOx质量浓度迅速上升,出口NOx质量浓度超过设定值时,调节已来不及,观察发现尾部烟道处烟气氧量测点,能提前反应入口NOx质量浓度的变化趋势,引入氧量信号作为前馈,来减少迟延与超调。

  正常情况下通过脱硝系统出口NOx质量浓度来调节喷氨调门开度,从而调节喷氨流量,当出口分析仪进行吹扫/标定时,闭锁主调PID运算,保持原输出,减少超调;当氨逃逸率超过2×10-6mg/m3,副调回路闭锁,防止过量氨的喷入。

  在喷氨调节系统自动调节时,通过观察曲线发现,喷氨调门开度基本在25%~55%就能满足不同负荷下脱硝效率的要求,结合阀门流量特性,同时为防止测点反应迟缓,造成调节阀过开或过关,所以限制喷氨调节阀开度自动指令在20%~70%进行调节,以免超调;手动操作时调门无开度限制,可在0~100%操作。

  优化后的脱硝喷氨自动调节品质有了明显改善,基本满足机组各种参数运行工况的变化,自动调节可长期投入,出口NOx质量浓度基本能稳定在设定值的±20mg/m3范围以内,喷氨自动控制能满足运行要求,氨的逃逸率控制在3×10-6mg/m3内,减轻了运行人员的操作强度,使NOx排放浓度满足环保要求。

  通过对现有喷氨自动控制系统的优化,自动调节品质虽然有了明显改善,但是随着环保标准的日趋严格,以及超低排放改造的实施,对脱硝喷氨这种大延迟自动控制系统,传统的PID控制将很难满足现场控制要求,因此探索结合模糊控制、神经网络、史密斯预估等先进控制算法进行优化,是今后学习工作的一个方向,以期找到合理的控制策略,提高控制品质,满足脱硝自动控制的要求,为脱硝系统的安全、稳定和经济运行提供保障。(来源锅炉兄弟)

  供氨调节门对火电厂脱硝系统的工况有直接影响,但某些情况下由于脱硝自控系统的“不接地气”而致使脱硝系统无法投入,并导致NOx超标。应通过对现场情况的认真分析,促进DCS组态优化,使脱硝系统保持较高的自动投入率,以符合电力生产的环保要求。

  随着我国科技的不断进步,人们对于环境保护的认识也越来越深刻。同时,低碳环保理念的提出也使得火力发电厂在烟气脱硫脱硝技术的实施力度不断加大,这是走可持续发展道路的重要前提。目前我国的发电厂脱硝技术仍处于发展阶段,未来还有很长的一段路要走。

  (1)湿法烟气脱硝技术。湿法烟气脱硝技术的基本原理,运用湿法烟气脱硝计算进行脱硝时,在这个过程中降一氧化氮先转化差能二氧化氮,然后才可以进行继续脱硝,在这个过程中可以加入适量的水或是使用其它可以作为吸收物质来进行脱销,达到脱硝的目的。

  使用此方法进行脱硝工作要注意在脱硝反应的局部进行此工作。分析比较脱硫与脱硝的各个方面可以发现,烟气脱硝技术要复杂于烟气脱硫技术,具有一定的特殊性,相关的科研人员在进行研究的过程中要格外注意这一点,不可将脱硫技术移植到脱硝技术中。

  (2)干法烟气脱硝技术。干法烟气脱硝技术的主要原理,即在烟气脱硝的过程中应用气态反应剂,进而将烟气中的氮氧化物转化为氮气与水,从而达到脱硝的目的。在实际的脱硝过程中最主要化学反应为催化还原反应,此外,还可以应用氧化铜法进行脱硝处理。在我国现阶段的脱硝处理方法中,主要应用的还是干法烟气脱硝技术。然而即使脱硝的效率在一定的程度上得到了提升,但是成本的选择和应用均较复杂而且难度也较大。

  火力发电机组的脱硝控制是把所收集到的所有信号进行相应的计算和处理,根据相应的规范和要求进行操作,并发出指令来控制喷氨的输出量,这样就可以对氮氧化物的含量的得到有效的控制。从目前看,我国的火力发电机组脱硝控制所使用的控制方法主要是串级控制,主回路一般是按照选择性催化还原脱硝系统氮氧化物的含量与出口氮氧化物的设定值,出口是可以作为反馈的。

  将两者间的偏差引入到PI控制中,这样才可以得到氨氮化物比的系数。脱硝率和SCR进口氮氧化物含量是通过对副回路中的烟气流量的计算所的到的,同时可以计算出氨量的设置值,以实际的测量得到的液氨流量作为实际的反馈,两者之间的实际偏差引进到PI控制中,这样所得到的对喷氨调节阀的开启命令。

  已备份的火力发电机组脱硝系统进行实际的投入使用以后做出了一定的优化设置,在氨量设定值计算的回路中,以机组负荷信号当作运算的前馈,进而缩短回路的反应时间。

  火力发电机组脱硝控制采用的控制方法的一般特点是:副回路是粗条回路,主要要求是速度要快,并可以在一定程度上可以快速的控制干扰;副回路主要的控制量是主回路的输出和烟气的流量等,主要的目的是可以对氮氧化物在出口进行控制,而实际上进口的氮氧化物的浓度与烟气流量对被控量的影响要比出口氮氧化物的影响要快速。

  其中,副回路的控制效果与主要的扰动量没有相关性质。出口氮氧化物的变化是由于氨量变化而引起的,这个过程还由反应器催化剂的相关性质有关。由于没有办法体现两侧烟气流量的偏差与低负荷时烟气流量计算的偏差很大,这样的问题都会在一定程度上影响喷氨量的自动控制。

  PID模块控制对象与实际运行中所期望的控制目标之间的矛盾,利用机组停机机会进行相关参数设置值的更改,即:进入DCS组态环境,将自动控制下的控制对象由原先的“脱硝效率”改为“NOx含量”,这样就使自动控制目标值与运行人员所关注的考核目标相一致,一方面保证了电力生产的环保要求,另一方面也极大地方便了运行人员的操控。

  (2)针对供氨调节门死区偏大问题,经细致查勘和说明书翻阅,发现供氨调节门阀门为Limitorque电动执行器,其死区其实是可以调整的(范围为1%-50%,默认2%)。由于导致供氨调节门不能自动运行(实质是可以自动运行的,但效果差)的要因是死区过大,所以进入系统相关菜单将死区设置为理论上可以达到的最小值(即由当前的2%调整为1%),以提升阀门对DCS指令的响应速率。

  另外,因系统构成上是供氨调节门位于过滤器后面,这样一旦长时间运行,过滤器出现堵塞是大概率事件;万一过滤器有堵塞,直接影响的是液氨流量曲线对液氨调节门开度曲线的跟踪效果;所以在停炉机会下,不能遗忘对过滤器的清洗。

  (3)现场烟气监测仪的自动维护功能对自控系统造成的扰动问题,显然可以归属于不同系统之间衔接不畅的情形。要从根本上解决该问题,需将烟气监测仪与供氨自动控制系统进行集成,但这样投资较大,停机时间过长。为了改善机组运行情况下供氨自控系统频繁崩溃的现状,只能考虑在不新增投入的前提下提升对DCS组态逻辑的利用程度。

  具体实现:当DCS系统“感受”到烟气监测仪处于自我维护状态时,相关输出值非NOx真实含量,因此自控系统应停止调节,将供氨调节阀门开度锁定在监测仪表执行自我维护行为之前的开度;监测仪表完成自我维护后,自动调节系统应立即由“关闭调节”转为“开启调节”。以上处置可在最大程度上规避监测仪表运行对自控系统的影响。

  2)CFK34XB104、CFK34XB101、CFK34XB106分别表征的是烟气监测仪的校准态、故障态和反吹态三个信号执行“或”运算(只要有一个为“真”就输出控制逻辑至供氨自控系统)。

  3)ST_SEL模块起到选择开关的作用,具体来说,当S1为1时,VAL2执行输出(其值为设定值HSJ12AA100_SP),对于MOXPODII模块,因设定值SP和测量值PV相同,所以模块不执行自动调节;当S1为0时,VALl执行输出(其值为NOx测量值HSA20CQ103),则MOXPODII模块对设定值和测量值进行比较,并以两者偏差作反馈式调节。

  (4)相关延伸。可以预见执行措施(1)-(3)后,能够在不对原系统大拆大建前提下大幅提升供氨调节门自动运行投入率,使脱硝工序的稳定性和可靠性得到跃增。当然这些措施从根本上讲是改良性的不可能百分百避免监测仪表对自控系统的干扰。

  如果要彻底规避,一个可行的办法是多增一台在线监测仪表且与原仪表的自我维护时间错开,然后由DCS对两台仪表输出的NOx测量值进行综采:两台均正常工作时取它们的平均值;当一台自我维护时取另一台数值,这样就可使问题得到进一步改善。

  总体来说,随着环保期望的提升,火电厂在电力生产上被寄以更高的清洁要求。我们对600MW机组运行中出现的脱硝系统供氨控制自动运行投入困难的问题,通过层层梳理,分析了原因所在并提出了针对性应对措施,研究成果可作为同类问题解决的有效借鉴。

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