CN105148727A - 燃煤发电机组脱硝优化控制方法和系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及燃煤发电机组脱硝优化控制方法，包括：检测SCR反应器入口的SO2浓度和NOx浓度，确定最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度；获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表；检测当前运行负荷，获取与当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度；预测NOx浓度的变化趋势；根据变化趋势，在NOx浓度变化前调节喷入的氨气量；在NOx浓度变化前调节当前运行氧量。可提高脱硝系统投运率，脱硝效率高。

Description

燃煤发电机组脱硝优化控制方法和系统

技术领域

本发明涉及电力系统技术领域，特别是涉及一种燃煤发电机组脱硝优化控制方法和系统。

背景技术

燃煤发电机组作为电力系统中的供电部分，将煤燃烧产生的热能，通过发电动力装置(电厂锅炉、汽轮机和发电机及其辅助装置等)转换成电能，在此过程中，燃煤的锅炉会产生大气污染气体，例如SO2、NOx等。

脱硝，是指锅炉燃烧煤产生的烟气经过省煤器并输送至燃煤发电机组的脱硝系统，采用SCR(SelectiveCatalyticReduction选择性催化还原技术)实现降低燃煤排放烟气中的氮氧化物(NOx)，以降低对大气环境污染程度。其方法为：向SCR反应器中注入氨气，使用脱硝催化剂促使氨气选择性地与烟气中的NOx发生化学反应。

燃煤产生的烟气经过脱硝后由烟囱排出。为进一步减少烟囱出口NOx的排放量、降低对大气环境的污染，一般情况下采用的方法是改进燃煤设备。然而随着国家对污染排放量要求的进一步提高，传统的脱硝改进方法不能满足最新的大气污染排放要求，脱硝系统投运率低，且脱硝效率低。

发明内容

基于此，有必要针对上述问题，提供一种提高脱硝系统投运率和脱硝效率，以降低环境污染的燃煤发电机组脱硝优化控制方法和系统。

一种燃煤发电机组脱硝优化控制方法，包括如下步骤：

检测SCR反应器入口的SO2浓度和所述SCR反应器入口的NOx浓度，根据所述SCR反应器入口的SO2浓度和所述SCR反应器入口的NOx浓度确定所述SCR反应器的最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度；

获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、所述最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表；

检测锅炉的当前运行负荷，根据所述当前运行负荷、所述负荷-氧量函数表和所述负荷-小风门开度函数表，获取与所述当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和当前CCOFA风风门最佳开度，并分别更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度；

获取锅炉的总风量、总给煤量和所述SCR反应器入口的NOx浓度，预测所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势；

根据所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在所述SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节喷入的氨气量；

判断所述当前运行负荷是否变化；

若是，根据所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在所述SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节所述当前运行氧量，控制所述当前运行氧量的变化趋势与所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致。

一种燃煤发电机组脱硝优化控制系统，包括：

获取模块，用于获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、所述最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表；

负荷检测模块，用于检测所述锅炉的当前运行负荷；

最佳运行设置模块，用于接收所述负荷检测模块所检测的所述当前运行负荷，根据所述当前运行负荷、所述负荷-氧量函数表和所述负荷-小风门开度函数表，获取与所述当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并分别更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度；

SCR反应器运行温度设定模块，用于检测SCR反应器入口的SO2浓度和所述SCR反应器入口的NOx浓度，根据所述SCR反应器入口的SO2浓度和所述SCR反应器入口的NOx浓度确定所述SCR反应器的最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度；

喷氨预测模块，用于获取锅炉的总风量、总给煤量和所述SCR反应器入口的NOx浓度，预测所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势；

喷氨调节模块，用于根据所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在所述SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节喷入的氨气量；

氧量控制模块，用于接收所述负荷检测模块所检测的所述当前运行负荷，在所述当前运行负荷变化时，在所述SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节所述当前运行氧量，控制所述当前运行氧量的变化趋势与所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致。

上述燃煤发电机组脱硝优化方法和系统，通过检测SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度，根据SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度确定SCR反应器的最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度，降低了SCR反应器的最低运行温度，实现脱硝系统保护逻辑的优化，确保燃煤机组实现全工况脱销；获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表，根据锅炉的当前运行负荷、负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表，获取与当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并分别更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度，实现锅炉静态燃烧优化，降低锅炉侧的NOx生成量；获取锅炉的总风量、总给煤量和SCR反应器入口的NOx浓度的变化预测SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节喷入的氨气量，对NOx脱除端采用趋势预测可以提前响应SCR反应器入口的NOx浓度的变化，及时喷入氨气以有效控制NOx的排放，可以降低因NO浓度的变动而引起NOx排放量；在当前运行负荷变化时，在SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节当前运行氧量，控制当前运行氧量的变化趋势与SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致，实现在动态燃烧过程中控制风煤比，进一步减少NOx生成端在动态燃烧过程中NOx的生成。因此，通过结合NOx生成端静态燃烧优化和动态燃烧优化、NOx脱除端优化和脱硝系统保护逻辑优化，从三个方面减小NOx的排放，脱硝系统投运率高，且脱硝效率高。

附图说明

图1为一实施例中本发明燃煤发电机组脱硝优化控制方法的流程图；

图2为一实施例中的喷氨控制框图；

图3为现有技术中的采用带前馈的PID控制与NOx浓度趋势预测的对比图；

图4为一实施例中获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表的具体流程图；

图5为另一实施例中燃煤发电机组脱硝优化控制方法的流程图；

图6为本发明燃煤发电机组脱硝优化控制系统的模块图。

具体实施方式

参考图1，本发明一实施例中的燃煤发电机组脱硝优化控制方法，包括如下步骤。

S110：检测SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度，根据SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度确定SCR反应器的最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度。

根据当前运行情况下SCR反应器入口的SO2浓度、SCR反应器入口的NOx浓度确定当前情况下SCR反应器的最低运行温度，可以在确保催化剂活性和控制NH4HSO4生成的同时，降低了SCR反应器的最低运行温度，因此，当锅炉在较低负荷运行状态下由于煤种偏差出现SCR反应器入口的烟气温度较低时，也可以继续运行脱硝系统，进一步确保燃煤机组实现全工况脱硝。

S130：获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表。

预设负荷范围可以根据一般情况下燃煤机组的运行负荷确定。本实施例中，预设负荷范围为200MW-700MW。可以理解，在其他实施例中，预设负荷范围也可以为其他范围值。

预设负荷范围内各负荷对应地最佳氧量、最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度可以通过在预设负荷范围内对锅炉进行静态燃烧试验，根据锅炉运行情况和SCR反应器入口的NOx浓度获取。

S150：检测锅炉的当前运行负荷，根据当前运行负荷、负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表，获取与当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并分别更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度。

实际运行过程中，锅炉侧NOx的生成浓度的实际值与理论值有一定差距。例如，燃烧器采用同轴燃烧系统(LNCFS)，属于第二代低NOx燃烧技术，设计上就具备较强的燃烧空气分级能力，理论上可以将NOx控制在200mg/Nm3，但是目前锅炉侧NOx的实际生成浓度偏高，平均浓度在280mg/Nm3。

通过在当前运行负荷下将运行氧量、SOFA风风门开度和CCOFA风风门开度调整为对应当前运行负荷的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，对燃煤机组的锅炉进行静态燃烧的优化控制，降低了NOx生成侧的NOx浓度。

S170：获取锅炉的总风量、总给煤量和SCR反应器入口的NOx浓度，预测SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势。

具体地，本实施例中，可以通过设置智能预测控制器实现对SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势的预测。

S190：根据SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节喷入的氨气量。

脱硝系统中从喷氨到发生还原反应再到测量端显示有2分钟的延时，从SCR反应器出口NOx到烟囱排放NOx有1分钟的延时。虽然控制回路采用前馈-反馈控制，但由于从测量到反应至少有2分钟的延时，使得该前馈做不到预判，不能有效应对SCR反应器入口的NOx大幅度的变化。在燃煤机组较大幅度(例如100MW)增减负荷的过程中，由于燃烧工况的变化，会增加锅炉侧NOx的生成，SCR反应器入口NOx会有极大幅度的升高，通常为稳定工况的2-3倍，在这一过程中原有的控制回路不能提前预判NOx的变化使得喷氨滞后，导致出口NOx飙升至50mg/Nm3甚至100mg/Nm3以上。

通过采用趋势预测可以提前响应SCR反应器入口的NOx浓度的变化，及时喷入氨气以有效控制NOx的排放，避免因反应和测量的延迟导致喷氨操作无法及时响应NO浓度的变化，可以降低因NO浓度的变动而引起NOx排放量。参考图2和图3，现有的带前馈的PID控制只能根据SCR反应器入口NOx的变化来喷入所需的氨气，再通过偏差调节来控制NOx的排放，由于测量和反应的滞后，喷氨存在明显的滞后和超调过程。而采用步骤S190的NOx浓度趋势预测可以提前响应SCR反应器入口NOx的变化，及时喷入氨气有效控制NOx的排放。

S210：判断当前运行负荷是否变化。若是，则执行步骤S230。

S230：根据SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节当前运行氧量，控制当前运行氧量的变化趋势与SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致。

锅炉变负荷过程中燃料目标跟踪锅炉指令，为平衡锅炉大惯性的特点，锅炉指令设置有超前动态前馈环节，即加负荷过程中预加燃料，减负荷过程中预减燃料。而送风目标跟踪机组指令，无超前动态环节。所以减负荷过程中风煤比会增加，形成过氧燃烧。此外，在动态加负荷过程中，炉膛出口烟温升高，导致辐射传热的工质吸热份额减少，对流传热的工质吸热份额增加；在减负荷过程中，由于锅炉辐射换热比重增加，对流换热比重减少，中间点温度(分隔屏过热器入口汽温)和悬吊管部分壁温会出现超温现象。故在燃料目标回路中增加动态超前环节，加减负荷过程中动态超前预加减燃料，并且负荷越低动态前馈量比重越大。此动态环节进一步加大了风煤动态比例，而锅炉燃烧动态过程中风煤比变化过大，易形成过氧燃烧从而导致NOx在动态变化过程中波动过大，尤其是在机组减负荷过程中，SCR反应器入口的NOx浓度会有极大幅度的升高，通常为稳定工况的2-3倍。

通过判断负荷是否变化，若负荷变化则提前于NOx浓度的变化之前调节锅炉的当前运行氧量，实现了锅炉动态燃烧过程中的风煤比的有效调整，可以避免风煤比变化过大引起过氧燃烧等情况，降低动态燃烧过程中NOx的生成量，极大缓解了NOx脱除端的控制压力。

上述燃煤发电机组脱硝优化控制方法，通过检测SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度，根据SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度确定SCR反应器的最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度，降低了SCR反应器的最低运行温度，实现脱硝系统保护逻辑的优化，确保燃煤机组实现全工况脱销；获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表，根据锅炉的当前运行负荷、负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表，获取与当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并分别更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度，实现锅炉静态燃烧优化，降低锅炉侧的NOx生成量；获取锅炉的总风量、总给煤量和SCR反应器入口的NOx浓度的变化预测SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节喷入的氨气量，对NOx脱除端采用趋势预测可以提前响应SCR反应器入口的NOx浓度的变化，及时喷入氨气以有效控制NOx的排放，可以降低因NO浓度的变动而引起NOx排放量；在当前运行负荷变化时，在SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节当前运行氧量，控制当前运行氧量的变化趋势与SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致，实现在动态燃烧过程中控制风煤比，进一步减少NOx生成端在动态燃烧过程中NOx的生成。因此，通过结合NOx生成端静态燃烧优化和动态燃烧优化、NOx脱除端优化和脱硝系统保护逻辑优化，从三个方面减小NOx的排放，脱硝系统投运率高，且脱硝效率高。

在其中一个实施例中，步骤S110之前还包括步骤：对省煤器进行分级改造，以提高SCR反应器入口的烟气温度。

通常情况下，根据厂家的催化剂特性资料，催化剂理论应用范围为280～400℃，当烟气温度低时，催化剂的活性会降低，NOx的脱除效率随之降低，此时NH3的逃逸率增大。随着烟气温度的降低SO2很容易被催化氧化成SO3，SO3与NH3反应生成的硫酸氢铵容易在锅炉空气预热器冷端局部换热面形成硫酸氢铵黏性物质，堵塞空气预热器换热元件，造成空气预热器烟气侧和空气侧进出口差压升高且伴随波动，影响锅炉风烟系统运行安全。厂家为满足合同设计要求投运期间脱硝效率>85％，氨逃逸<3ppm等硬性指标，将SCR反应器的入口烟气温度低保护值定在了314℃，即SCR最低运行温度为314℃。

通过对省煤器进行分级改造，提高SCR反应器入口的烟气温度，减少因SCR反应器入口的烟气温度降低而不运行脱硝系统的情况。参考表1，为一实施例中省煤器改造前后的温度对比表。

表1

在其中一个实施例中，步骤S110具体可以为：检测SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度，根据SCR入口的SO2浓度、SCR入口的NOx浓度与喷氨温度的对照表以及检测的SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度，获取SCR反应器的最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度。

其中，SCR入口的SO2浓度、SCR入口的NOx浓度与喷氨温度的对照表可以事先通过试验得到。参考表2，为一实施例中SCR入口的SO2浓度、SCR入口的NOx浓度与喷氨温度的对照表。

表2

由于煤种的偏差，在250MW以下SCR反应器入口温度会存在低于314℃的情况，不能完全实现全工况脱硝。通过步骤S110，根据当前运行情况下SCR入口的SO2浓度、SCR入口的NOx浓度确定当前情况下SCR反应器的最低运行温度，可以在确保催化剂活性和控制NH4HSO4生成的同时，降低了SCR反应器的最低运行温度，因此，当锅炉在较低负荷运行状态下由于煤种偏差出现SCR入口的烟气温度较低时，也可以继续运行脱硝系统，进一步确保锅炉实现全工况脱硝。

在其中一个实施例中，步骤S110之后、步骤S130之前还包括：对SOFA风风量、一次风量、二次风量进行标定试验并根据试验结果对风量计算进行参数修正。因此，可以确保步骤S130中测量的稳定性、准确性和可靠性。

在其中一个实施例中，参考图4，步骤S130包括步骤S131和步骤S133。

S131：在预设负荷范围调整锅炉的运行氧量，根据不同运行氧量下的锅炉运行情况和SCR反应器入口的NOx浓度获取预设负荷范围内的各负荷对应的最佳氧量，并生成负荷-氧量函数表。

通常情况下，氧量越低，NOx的生成量越低，但是如果氧量过低又会影响锅炉的燃烧情况。因此，步骤S131中，根据不同运行氧量下的锅炉运行情况和SCR反应器入口的NOx浓度获取预设负荷范围内的各负荷对应的最佳氧量，既考虑了锅炉的燃烧稳定情况，又综合考虑NOx的生成情况，可以对锅炉静态燃烧过程中的氧量设定值进行优化，在不影响锅炉燃烧的状态下尽可能的减少NOx的生成。如下表3，为一实施例中对锅炉静态燃烧的氧量设定优化前后的负荷-氧量函数表。

表3

S133：分别在预设负荷范围内的各负荷对应的最佳氧量下，调节锅炉的SOFA风风门开度和CCOFA风风门开度，根据锅炉运行情况和SCR反应器入口的NOx浓度获取预设负荷范围内的各负荷下对应最佳氧量的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成负荷-小风门开度函数表。

通过试验在氧量一定的情况下，对锅炉SOFA风风门开度进行变化以改变主燃烧器区域和SOFA风区域风量分配比例。CCOFA、CFS、EI及周界风风门开度进行调整，各负荷，各工况下，二次风与炉膛压差和风量有关，按目前的设定函数走自动。通过对不同SOFA风风门开度试验，分析锅炉受热面偏差、再热器汽温、NOx排放指标等关键参数，给出锅炉在该负荷下，最佳氧量和SOFA风风门开度组合。参考表4，为一实施例中的负荷-小风门开度函数表。

表4

在其中一个实施例中，参考图4，步骤S133之后，步骤S130还包括：

S135：在SOFA风风门开度、CCOFA风门开度及周界风风门开度一定的情况下，对锅炉进行二次风量及炉膛与二次风箱差压调整试验，获取不同二次风量对应的最佳炉膛与二次风箱压差值，并生成二次风量-炉膛与二次风箱压差函数表。

对应地，在此实施例中，步骤S130之后，还包括：检测当前运行的二次风量，根据当前运行的二次风量和二次风量-炉膛与二次风箱压差函数表获取与当前运行的二次风量对应的最佳炉膛与二次风箱压差值，并更新为当前炉膛与二次风箱压差值。

炉膛与二次风箱压差的变化引起的NOx的变化幅度一般在5％以内，因此一般情况下炉膛与二次风箱压差变化对NOx排放的影响较小。在SOFA风风门开度、CCOFA风风门开度及周界风风门开度不变的情况下，炉膛与二次风箱压差变化，主要可以改变辅助风风门的开度，影响主燃烧区域二次风风量分配和上部燃尽风区域风量分配。炉膛与二次风箱压差增大，上部燃尽风风量增大，NOx排放会降低，但效果有限。因此，调节炉膛与二次风箱压差主要可以优化锅炉的燃烧情况，实现锅炉的稳燃。因此在确保炉膛燃烧稳定前提条件下，尽可能的降低炉膛与二次风箱差压，深挖将NOx燃烧潜能。参考表5，为一实施例中优化前后的二次风量-炉膛与二次风箱压差函数表。

表5

在其中一个实施例中，步骤S150之后，步骤S170之前，还包括步骤11至步骤13。

步骤11：检测脱硝系统是否有故障信号。

步骤12：判断故障信号是否为错误信号。若是，则执行步骤13。

步骤13：不进行关闭喷氨关断阀的处理。

步骤11-步骤13实现将容错逻辑设计思想引入脱硝系统保护逻辑，当出现故障信号时，判断故障信号是否为错误信号，若是，则可不作处理，可以提高脱硝系统的投运率。例如，取消原有的“一侧SCR入口烟气NOx测量坏值，延时10s保护关闭对应侧喷氨关断阀”保护条件，当测量坏值时喷氨控制切手动即可，由运行操作人员根据实际工况进行暂时的手动干预。例如，对原有的保护逻辑中的“一侧SCR稀释风流量低于1950Nm3/h，延时5s保护关闭对应侧喷氨关断阀”保护条件增加坏值剔除功能，避免变送器故障引起保护误动。

具体地，本实施例中，步骤13之后还可包括步骤14至步骤16。

步骤14：检测氨区至脱硝SCR反应器供氨母管压力是否低于0.1Mpa。若是，则执行步骤15。

步骤15：检测氨气缓冲槽罐压力是否低于0.1Mpa。若是，则执行步骤16。否则，不作处理。

步骤16：延时2s保护关闭两侧喷氨关断阀。

因此，可以避免单点保护，尽可能实现多点保护，避免因错误的故障信号造成的保护误动，可以进一步提高脱硝系统的投运率。

在其中一个实施例中，步骤S230之后，还包括：

在确保锅炉燃烧稳定、安全运行的条件下，控制风量控制回路中增加预设增益、预设时长的动态超前环节。

具体地，本实施例中，预设增益为1.7、预设时长为3.5min。通过在风量控制回路中增加动态超前环节，消弱动态过程中因煤量超前而引起的锅炉过氧燃烧强度，减少NOx的生成。

在其中一个实施例中，燃煤发电机组包括第一侧SCR反应器和第二侧SCR反应器。参考图5，步骤S230之后，还包括步骤S240和步骤S241。

S240：分别检测第一侧SCR反应器和第二侧SCR反应器出口的NOx浓度和烟囱出口的NOx浓度，并分别比较第一侧SCR反应器出口的NOx浓度、第二侧SCR反应器出口的NOx浓度与烟囱出口的NOx浓度的差值。

S241：根据差值分别对应调节第一侧SCR反应器和第二侧SCR反应器的喷氨量。

对烟囱出口NOx浓度与第一侧SCR反应器出口NOx浓度和第二侧SCR反应器出口NOx浓度进行比较、评估得出第一侧SCR反应器出口NOx浓度、第二侧SCR反应器出口NOx浓度与烟囱NOx浓度的偏差，对智能预测控制器的NOx测量值进行智能修正，具体为：若第一侧SCR反应器或第二侧SCR反应器出口浓度高于烟囱出口NOx浓度，则第一侧SCR反应器或第二侧SCR反应器增加喷氨量，确保控制稳定。在其他实施例中，也可以是根据第一侧SCR反应器出口NOx浓度或第二侧SCR反应器出口NOx浓度与烟囱出口NOx浓度的累计差值超过一定误差值时，调整喷氨量。

第一侧SCR反应器喷氨量、第二侧SCR反应器喷氨量不能做到完全一致。因此，本实施例中，还可以通过对第一侧SCR反应器喷氨量、第二侧SCR反应器喷氨量及SCR反应器入口NOx浓度进行比较、评估得出第一侧SCR反应器、第二侧SCR反应器之间的偏差，对A、B侧喷氨量进行智能配比，确保两侧喷氨的相对一致。

SCR反应器的喷氨量设置有上限值，具体可根据烟囱出口NOx排放量的上限值和脱硝系统的脱硝效率确定SCR反应器入口的NOx浓度上限值，根据SCR反应器入口的NOx浓度上限值确定喷氨量的上限值。

在其中一个实施例中，参考图5，步骤S230之后，还包括：

S250：控制第一侧SCR反应器的CEMS分析仪表的吹扫校准与第二侧SCR反应器的CEMS分析仪表的吹扫校准不同步。

CEMS(ContinuousEmissionMonitoringSystem烟气排放连续监测系统)分析仪表每隔4h进行一次10min的吹扫校准，CEMS分析仪表端做保持处理，这期间如果发生较大的NOx变化，则会导致烟囱出口的NOx浓度超标，在CEMS测量恢复后，会引起调节系统的超调。步骤S250通过控制第一侧SCR反应器的CEMS分析仪表的吹扫校准与第二侧SCR反应器的CEMS分析仪表的吹扫校准不同步，可以解决CEMS分析仪表吹扫校准而引起的调节波动，烟囱出口NOx超标。

以应用上述燃煤机组脱硝优化控制方法为例，对某燃煤机组进行脱硝优化控制。通过选取改造优化前时间段(2014-5-100:00至2014-5-1100:00)、部分优化后时间段(2015-1-2100:00至2015-1-3100:00)以及优化实践完成时间段(2015-8-100:00至2015-8-1100:00)的数据，对优化前后3、4号机组NOx排放量进对比，时间间隔为1分钟。

参考表6和表7，可以得知：在未进行改造优化前，3、4号机组脱硝系统投运率受最低投运温度的限制只能达到45-50％，平均排放浓度处于较高的水平。通过省煤器分级改造及脱硝系统保护逻辑优化后脱硝系统已能实现100％的投运率，3号SCR反应器入口NOx平均浓度降低了约30mg/Nm3，但SCR反应器入口NOx波动超过250mg/Nm3和300/Nm3的时间并没有大幅减少，且烟囱NOx超过50mg/Nm3的时间仍高达2928min。通过锅炉静态燃烧优化和动态燃烧优化的燃烧调整试验、引入预测NOx浓度变化的预测算法等优化措施，3号SCR反应器入口NOx平均浓度降低了约50mg/Nm3，SCR反应器入口NOx波动超过250mg/Nm3和300/Nm3的时间也大幅的减少，SCR反应器出口NOx超过50mg/Nm3的时间进一步降低至0，整个燃煤发电机组的NOx排放处于最优状态，可以实现稳燃负荷以上全工况脱硝并满足“近零排放”NOx排放浓度不大于50mg/Nm3的要求。

表6

表7

参考图6，本发明一实施例中的燃煤发电机组脱硝优化控制系统，包括如下模块。

获取模块110，用于获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表。

预设负荷范围可以根据一般情况下燃煤机组的运行负荷确定。本实施例中，预设负荷范围为200MW-700MW。可以理解，在其他实施例中，预设负荷范围也可以为其他范围值。

预设负荷范围内各负荷对应地最佳氧量、最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度可以通过在预设负荷范围内对锅炉进行静态燃烧试验，根据锅炉运行情况和SCR反应器入口的NOx浓度获取。

负荷检测模块130，用于检测锅炉的当前运行负荷。

最佳运行设置模块150，用于接收负荷检测模块130所检测的当前运行负荷，根据当前运行负荷、负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表，获取与当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并分别更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度。

实际运行过程中，锅炉侧NOx的生成浓度的实际值与理论值有一定差距。例如，燃烧器采用同轴燃烧系统(LNCFS)，属于第二代低NOx燃烧技术，设计上就具备较强的燃烧空气分级能力，理论上可以将NOx控制在200mg/Nm3，但是目前锅炉侧NOx的实际生成浓度偏高，平均浓度在280mg/Nm3。

通过在当前运行负荷下将运行氧量、SOFA风风门开度和CCOFA风风门开度调整为对应当前运行负荷的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，对燃煤机组的锅炉进行静态燃烧的优化控制，降低了NOx生成侧的NOx浓度。

SCR反应器运行温度设定模块170，用于检测SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度，根据SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度确定SCR反应器的最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度。

根据当前运行情况下SCR入口的SO2浓度、SCR入口的NOx浓度确定当前情况下SCR反应器的最低运行温度，可以在确保催化剂活性和控制NH4HSO4生成的同时，降低了SCR反应器的最低运行温度，因此，当锅炉在较低负荷运行状态下由于煤种偏差出现SCR入口的烟气温度较低时，也可以继续运行脱硝系统，进一步确保燃煤机组实现全工况脱硝。

喷氨预测模块190，用于获取锅炉的总风量、总给煤量和SCR反应器入口的NOx浓度，预测SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势。

具体地，本实施例中，可以通过设置智能预测控制器实现对SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势的预测。

喷氨调节模块210，用于根据SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节喷入的氨气量。

脱硝系统中从喷氨到发生还原反应再到测量端显示有2分钟的延时，从SCR反应器出口NOx到烟囱排放NOx有1分钟的延时。虽然控制回路采用前馈-反馈控制，但由于从测量到反应至少有2分钟的延时，使得该前馈做不到预判，不能有效应对SCR反应器入口的NOx大幅度的变化。在燃煤机组较大幅度(例如100MW)增减负荷的过程中，由于燃烧工况的变化，会增加锅炉侧NOx的生成，SCR反应器入口NOx会有极大幅度的升高，通常为稳定工况的2-3倍，在这一过程中原有的控制回路不能提前预判NOx的变化使得喷氨滞后，导致出口NOx飙升至50mg/Nm3甚至100mg/Nm3以上。

通过采用趋势预测可以提前响应SCR反应器入口的NOx浓度的变化，及时喷入氨气以有效控制NOx的排放，避免因反应和测量的延迟导致喷氨操作无法及时响应NO浓度的变化，可以降低因NO浓度的变动而引起NOx排放量。参考图2和图3，现有的带前馈的PID控制只能根据SCR反应器入口NOx的变化来喷入所需的氨气，再通过偏差调节来控制NOx的排放，由于测量和反应的滞后，喷氨存在明显的滞后和超调过程。而喷氨调节模块210可以提前响应SCR反应器入口NOx的变化，及时喷入氨气有效控制NOx的排放。

氧量控制模块230，用于接收负荷检测模块130所检测的当前运行负荷，在当前运行负荷变化时，在SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节当前运行氧量，控制当前运行氧量的变化趋势与SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致。

锅炉变负荷过程中燃料目标跟踪锅炉指令，为平衡锅炉大惯性的特点，锅炉指令设置有超前动态前馈环节，即加负荷过程中预加燃料，减负荷过程中预减燃料。而送风目标跟踪机组指令，无超前动态环节。所以减负荷过程中风煤比会增加，形成过氧燃烧。此外，在动态加负荷过程中，炉膛出口烟温升高，导致辐射传热的工质吸热份额减少，对流传热的工质吸热份额增加；在减负荷过程中，由于锅炉辐射换热比重增加，对流换热比重减少，中间点温度(分隔屏过热器入口汽温)和悬吊管部分壁温会出现超温现象。故在燃料目标回路中增加动态超前环节，加减负荷过程中动态超前预加减燃料，并且负荷越低动态前馈量比重越大。此动态环节进一步加大了风煤动态比例，而锅炉燃烧动态过程中风煤比变化过大，易形成过氧燃烧从而导致NOx在动态变化过程中波动过大，尤其是在机组减负荷过程中，SCR反应器入口的NOx浓度会有极大幅度的升高，通常为稳定工况的2-3倍。

通过判断负荷是否变化，若负荷变化则提前于NOx浓度的变化之前调节锅炉的当前运行氧量，实现了锅炉动态燃烧过程中的风煤比的有效调整，可以避免风煤比变化过大引起过氧燃烧等情况，降低动态燃烧过程中NOx的生成量，极大缓解了NOx脱除端的控制压力。

上述燃煤发电机组脱硝优化控制系统，SCR反应器运行温度设定模块170通过检测SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度，根据SCR反应器入口的SO2浓度和SCR反应器入口的NOx浓度确定SCR反应器的最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度，降低了SCR反应器的最低运行温度，实现脱硝系统保护逻辑的优化，确保燃煤机组实现全工况脱销；获取模块110获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表，负荷检测模块130检测锅炉的当前运行负荷，最佳运行设置模块150根据当前运行负荷，负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表，获取与当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并分别更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度，实现锅炉静态燃烧优化，降低锅炉侧的NOx生成量；喷氨预测模块190根据锅炉的总风量、总给煤量和SCR反应器入口的NOx浓度的变化预测SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，喷氨调节模块210根据SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节喷入的氨气量，对NOx脱除端采用趋势预测可以提前响应SCR反应器入口的NOx浓度的变化，及时喷入氨气以有效控制NOx的排放，可以降低因NO浓度的变动而引起NOx排放量；氧量控制模块230在负荷检测模块130所检测的当前运行负荷变化时，在SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节当前运行氧量，控制当前运行氧量的变化趋势与SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致，实现在动态燃烧过程中控制风煤比，进一步减少NOx生成端在动态燃烧过程中NOx的生成。因此，通过结合NOx生成端静态燃烧优化和动态燃烧优化、NOx脱除端优化和脱硝系统保护逻辑优化，从三个方面减小NOx的排放，脱硝系统投运率高，且脱硝效率高。

在其中一个实施例中，燃煤发电机组脱硝优化控制系统还包括参数修正模块(图未示)，用于对SOFA风风量、一次风量、二次风量进行标定试验并根据试验结果对风量计算进行参数修正。因此，可以确保获取模块110中数据的稳定性、准确性和可靠性。

以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (10)

1.一种燃煤发电机组脱硝优化控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

检测SCR反应器入口的SO2浓度和所述SCR反应器入口的NOx浓度，根据所述SCR反应器入口的SO2浓度和所述SCR反应器入口的NOx浓度确定所述SCR反应器的最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度；

获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、所述最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表；

检测锅炉的当前运行负荷，根据所述当前运行负荷、所述负荷-氧量函数表和所述负荷-小风门开度函数表，获取与所述当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并分别更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度；

获取锅炉的总风量、总给煤量和所述SCR反应器入口的NOx浓度，预测所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势；

根据所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在所述SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节喷入的氨气量；

判断所述当前运行负荷是否变化；

若是，根据所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在所述SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节所述当前运行氧量，控制所述当前运行氧量的变化趋势与所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致。

2.根据权利要求1所述的燃煤发电机组脱硝优化控制方法，其特征在于，所述检测SCR反应器入口的SO2浓度和所述SCR反应器入口的NOx浓度，根据所述SCR反应器入口的SO2浓度和所述SCR反应器入口的NOx浓度确定所述SCR反应器的最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度之后，获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、所述最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表之前，还包括：

对SOFA风风量、一次风量、二次风量进行标定试验并根据试验结果对风量计算进行参数修正。

3.根据权利要求1所述的燃煤发电机组脱硝优化控制方法，其特征在于，所述获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、所述最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表，包括：

在所述预设负荷范围调整锅炉的运行氧量，根据不同运行氧量下的锅炉运行情况和所述SCR反应器入口的NOx浓度获取所述预设负荷范围内的各负荷对应的最佳氧量，并生成所述负荷-氧量函数表；

分别在所述预设负荷范围内的各负荷对应的所述最佳氧量下，调节锅炉的SOFA风风门开度和CCOFA风风门开度，根据锅炉运行情况和所述SCR反应器入口的NOx浓度获取所述预设负荷范围内的各负荷下对应所述最佳氧量的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成所述负荷-小风门开度函数表。

4.根据权利要求3所述的燃煤发电机组脱硝优化控制方法，其特征在于，所述分别在所述预设负荷范围内的各负荷对应的所述最佳氧量下，调节锅炉的SOFA风风门开度和CCOFA风风门开度，根据锅炉运行情况和所述SCR反应器入口的NOx浓度获取所述预设负荷范围内的各负荷下对应所述最佳氧量的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成所述负荷-小风门开度函数表之后，还包括：

在所述SOFA风风门开度、所述CCOFA风门开度及周界风风门开度一定的情况下，对锅炉进行二次风量及炉膛与二次风箱差压调整试验，获取不同二次风量对应的最佳炉膛与二次风箱压差值，并生成二次风量-炉膛与二次风箱压差函数表；

所述检测锅炉的当前运行负荷，根据所述当前运行负荷、所述负荷-氧量函数表和所述负荷-小风门开度函数表，获取与所述当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并分别更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度之后，还包括：

检测当前运行的二次风量，根据当前运行的二次风量和所述二次风量-炉膛与二次风箱压差函数表获取与当前运行的二次风量对应的最佳炉膛与二次风箱压差值，并更新为当前炉膛与二次风箱压差值。

5.根据权利要求1所述的燃煤发电机组脱硝优化控制方法，其特征在于，所述检测锅炉的当前运行负荷，根据所述当前运行负荷、所述负荷-氧量函数表和所述负荷-小风门开度函数表，获取与所述当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并分别更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度之后，获取锅炉的总风量、总给煤量和所述SCR反应器入口的NOx浓度，预测所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势之前，还包括：

检测脱销系统是否有故障信号；

若是，判断所述故障信号是否为错误信号；

若所述故障信号是错误信号，则不进行关闭喷氨关断阀的处理。

6.根据权利要求1所述的燃煤发电机组脱硝优化控制方法，其特征在于，所述根据所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在所述SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节所述当前运行氧量，控制所述当前运行氧量的变化趋势与所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致之后，还包括：

在确保锅炉燃烧稳定、安全运行的条件下，控制风量控制回路中增加预设增益、预设时长的动态超前环节。

7.根据权利要求1所述的燃煤发电机组脱硝优化控制方法，其特征在于，燃煤发电机组包括第一侧SCR反应器和第二侧SCR反应器，所述根据所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在所述SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节所述当前运行氧量，控制所述当前运行氧量的变化趋势与所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致之后，还包括：

分别检测所述第一侧SCR反应器和所述第二侧SCR反应器出口的NOx浓度和烟囱出口的NOx浓度，并分别比较所述第一侧SCR反应器出口的NOx浓度、所述第二侧SCR反应器出口的NOx浓度与所述烟囱出口的NOx浓度的差值；

根据所述差值分别对应调节所述第一侧SCR反应器和所述第二侧SCR反应器的喷氨量。

8.根据权利要求7所述的燃煤发电机组脱硝优化控制方法，其特征在于，所述根据所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在所述SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节所述当前运行氧量，控制所述当前运行氧量的变化趋势与所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致之后，还包括：

控制所述第一侧SCR反应器的CEMS分析仪表的吹扫校准与所述第二侧SCR反应器的CEMS分析仪表的吹扫校准不同步。

9.一种燃煤发电机组脱硝优化控制系统，其特征在于，包括：

获取模块，用于获取预设负荷范围内各负荷对应的最佳氧量、所述最佳氧量下的SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并生成负荷-氧量函数表和负荷-小风门开度函数表；

负荷检测模块，用于检测所述锅炉的当前运行负荷；

最佳运行设置模块，用于接收所述负荷检测模块所检测的所述当前运行负荷，根据所述当前运行负荷、所述负荷-氧量函数表和所述负荷-小风门开度函数表，获取与所述当前运行负荷对应的最佳氧量、SOFA风风门最佳开度和CCOFA风风门最佳开度，并分别更新为当前运行氧量、当前SOFA风风门开度和当前CCOFA风风门开度；

SCR反应器运行温度设定模块，用于检测SCR反应器入口的SO2浓度和所述SCR反应器入口的NOx浓度，根据所述SCR反应器入口的SO2浓度和所述SCR反应器入口的NOx浓度确定所述SCR反应器的最低运行温度，并更新为当前SCR反应器运行温度；

喷氨预测模块，用于获取锅炉的总风量、总给煤量和所述SCR反应器入口的NOx浓度，预测所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势；

喷氨调节模块，用于根据所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势，在所述SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节喷入的氨气量；

氧量控制模块，用于接收所述负荷检测模块所检测的所述当前运行负荷，在所述当前运行负荷变化时，在所述SCR反应器入口的NOx浓度变化之前调节所述当前运行氧量，控制所述当前运行氧量的变化趋势与所述SCR反应器入口的NOx浓度的变化趋势一致。

10.根据权利要求9所述的燃煤发电机组脱硝优化控制系统，其特征在于，还包括参数修正模块，用于对SOFA风风量、一次风量、二次风量进行标定试验并根据试验结果对风量计算进行参数修正。