CN109453664B - 一种基于大数据分析燃煤电站喷氨控制方法及脱硝系统 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种基于大数据分析燃煤电站智慧喷氨控制方法，该方法通过对燃料品质、制粉工况、锅炉配风工况、机组负荷、CEMS运行工况进行实时监控，分别反馈煤质系数K1、实际燃煤量的微分输出增益值k、锅炉配风工况对喷氨量修正系数K2、机组负荷对喷氨量的修正系数α、CEMS对喷氨量的修正系数K3，综合分析控制喷氨系统。本发明基于锅炉燃烧系统大数据分析，通过燃料的品质评判、燃烧配风的监控、磨煤机的增加减少或者切换造成的工况预判、机组负荷监控和CEMS运行工况监控大数据统计和分析，提前预判，实现喷氨系统的精细化配置和智慧化控制，避免还原剂氨过喷，引起空预器和催化剂堵塞。

Description

一种基于大数据分析燃煤电站喷氨控制方法及脱硝系统
技术领域
本发明涉及一种基于大数据分析，对燃煤电站喷氨进行智慧控制的方法，属于电力行业。
背景技术
随着燃煤电厂超低排放要求全面推进和排污许可制度的实施，脱硝设施已成为实现烟气污染物超低排放关键设施之一。近年来，我国燃煤机组面临深度调峰和煤质复杂多变等新形势，通过对燃煤电厂脱硝设施运行状态评价，发现脱硝设施在超低排放改造和运行过程存在一些共性问题。一是为了满足超低排放要求，喷氨量加大，在低负荷条件下运行时，有助于硫酸氢铵生成，加剧了空预器和催化剂堵塞几率，影响了机组安全稳定运行；二是燃煤烟气粉尘含量高，大颗粒灰堵塞、速度场和灰浓度场不均匀，引起SCR反应器堵塞，造成脱硝效率降低、系统阻力增加，影响了锅炉负荷和催化剂寿命；三是设备利用小时数下降后，机组在低负荷条件下运行时间变长，深度调峰机组负荷变化范围更大，从而造成入口烟气温度偏低，使得脱硝设施投运率占比下降，NOx达标排放率下降。
针对烟气大颗粒物容易引起堵塞的问题，现有技术采用各类拦截装置对其进行过滤。如将拦截网设置在不同的斜面上，有效减少了大颗粒物灰对筛网的冲击，但是拦截网覆盖在框体上，磨损和烟气流速为正向3次方关系，局部堵塞会导致局部流速增加数倍以上，引起拦截网破损，缩短其寿命。或者为了减少拦截网磨损，增大网格单元的尺寸，虽然能够延长使用寿命，但由于尺寸远大于大颗粒物粒径，不能有效过滤大颗粒物，未能有效解决烟气速度场和灰场不均带来的堵塞问题。
且目前尚未有针对运行工况对喷氨进行智慧控制的方法。
发明内容
本发明的目的是为了解决现有技术中存在的缺陷，提供一种能有效进行喷氨智慧控制的方法。
为了达到上述目的，本发明提供了一种基于大数据分析燃煤电站智慧喷氨控制方法，该方法通过对燃料品质、制粉工况、锅炉配风工况、机组负荷、CEMS运行工况进行实时监控，分别反馈煤质系数K1、实际燃煤量的微分输出增益值k、锅炉配风工况对喷氨量修正系数K2、机组负荷对喷氨量的修正系数α、CEMS对喷氨量的修正系数K3，综合分析控制喷氨系统；
煤质系数，反映入炉煤量和热值的变化趋势，通过历史大数据分析统计出各种掺烧工况的煤质系数对应的脱硝系统入口烟气流量的变化和反应器入口
NOx浓度，根据入炉煤量和热值的变化趋势对其进行修正；
实际燃煤量的微分输出增益值，通过实时计算当前负荷所需的实际燃煤量与当前总磨机最大处理量进行对比，对反应器入口NOx浓度进行修正；
锅炉配风工况对喷氨量修正系数，通过监控锅炉配风变化，对反应器入口NOx浓度进行修正；
机组负荷对喷氨量的修正系数，根据机组负荷高低判断NOx浓度高低，通过历史运行数据统计不同负荷段下的NOx浓度与实时浓度进行比对，对喷氨量进行修正；
CEMS对喷氨量的修正系数，判断CEMS运行时出现自维护工况无法测量烟道内NOx浓度及氧量的数据。
进一步的，喷氨量Q的计算公式为：
Q＝[(C1+C2+C3-C4*K1*0.03)]*Q1*m*K2*α*K3
其中：C1为根据煤质系数对反应器入口NOx修正浓度，计算公式为：C1＝实测反应器入口NOx浓度*K1*0.03；
C2为根据实际燃煤量的微分输出增益值k对反应器入口NOx修正浓度，计算公式为：C2＝k*d(反应器入口NOx浓度10+t-反应器入口NOx浓度t)，
上式中，反应器入口NOx浓度10+t：是指10+t(s)时刻反应器入口NOx浓度，反应器入口NOx浓度t：是指t(s)时刻反应器入口NOx浓度，d：表示微分计算；
C3为根据锅炉配风工况对喷氨量修正系数K2对反应器入口NOx修正浓度，计算公式为：C3＝0.3*d(反应器入口NOx浓度t+20-反应器入口NOx浓度t)，
上式中，反应器入口NOx浓度t+20：是指t+20(s)时刻反应器入口NOx浓度，反应器入口NOx浓度t：是指t(s)时刻反应器入口NOx浓度；
C4为实测反应器出口NOx浓度；
m为氨氮摩尔比；
Q1为根据煤质系数对烟气流量的修正，计算公式为：Q1＝实测烟气流量*K1*0.05。
煤质系数K1为：
Figure BDA0001920470590000031
实际燃煤量的微分输出增益值k的计算方法如下：实时计算当前负荷所需的实际燃煤量，实际燃煤量大于或者小于当前总磨机最大处理量90％时，此时反应器入口NOx浓度加入微分前馈，微分时间常数为10秒，微分输出增益值为k：
(1)若实际燃煤量大于当前总磨机最大处理量90％时，若负荷持续上升，且未运行磨煤机入口冷风门开度超过20％，说明即将增加运行磨组，微分输出增益值k＝0.5；
(2)若实际燃煤量小于当前总磨机处理的最大处理量90％时，通过监控每台磨煤机的启动允许条件满足且顺控启动指令发出、且磨煤机润滑油泵已运行、磨煤机冷风入口门开度超过20％，说明即将切换运行磨组，微分输出增益值k＝1；
(3)若辅机故障减负荷或者设备故障减负荷或者负荷快速切回跳闸指令，微分输出增益值k＝1.2。
锅炉配风工况对喷氨量修正系数K2通过监控锅炉配风方式中一次风、二次风量参数，对锅炉配风工况的变化趋势及时预判，分析统计出NOx浓度影响比例，得到不同的喷氨量修正系数K2：
(1)若一次风量/二次风量的比值大于1.6时，K2＝1.05；
(2)若一次风量/二次风量的比值小于1.4时，K2＝0.95；
(3)若一次风量/二次风量的比值介于1.4-1.6之间时，K2＝1。
机组负荷对喷氨量的修正系数α通过对机组负荷的历史运行数据的统计，分别计算50％负荷段、60％负荷段，70％负荷段、80％负荷段、90％负荷段、100％负荷段稳定工况下的NOx浓度值，由相同负荷条件下的实时NOx浓度值计算α＝C实时NOx浓度/C历史工况NOx浓度；若|实际负荷-目标负荷|<5MW时，α＝1。
CEMS对喷氨量的修正系数K3为：
Figure BDA0001920470590000032
其中：
Figure BDA0001920470590000033
是指t+10时刻一次风量与二次风量的比值；
Figure BDA0001920470590000034
是指t时刻一次风量与二次风量的比值；
d：为微分偏差计算。
本发明还提供了一种脱硝系统智慧控制方法，该控制方法包括上述对喷氨控制的方法，还包括对催化剂投运烟温的控制方法，通过脱硝效率、锅炉NOx浓度、SO2浓度等参数，综合计算得出喷氨最低允许投入温度，在机组在低负荷条件下，降低了因烟气温度低脱硝退出几率，该最低投运温度计算公式为：
(ln(A脱硝效率*0.01*B反应器入口NOx浓度*CSO2浓度)-73.1326)/(-35246.727)-278。
本发明还提供了采用上述喷氨控制方法的智慧脱硝系统：该智慧脱硝系统包括燃料品质监控回路、制粉工况监控回路、锅炉配风监控回路、机组负荷监控回路、CEMS运行工况监控回路、DCS控制系统、喷氨控制系统；所述燃料品质监控回路、制粉工况监控回路、锅炉配风监控回路、机组负荷监控回路、CEMS运行工况监控回路分别与DCS控制系统相连；所述DCS控制系统与所述喷氨控制系统相连；
燃料品质监控回路，监控锅炉的总燃料量和实时负荷数据；
制粉工况监控回路，监控当前负荷所需的铈基燃煤量和当前总磨机的最大处理量；
锅炉配风监控回路，监控当前锅炉配风方式中一次风量、二次风量；
机组负荷监控回路，监控当前机组负荷条件下实时NOx浓度值与历史数据统计得到的相同负荷条件下NOx浓度值的比值；
CEMS运行工况监控回路，监控CEMS运行时是否出现自维护工况。
本发明智慧脱硝系统还包括烟气颗粒物整流过滤系统，该整流过滤系统用于对燃煤电厂中锅炉出口烟气进行整流和过滤；该整流过滤系统包括整流过滤主格栅、空气助流器、整流过滤辅助格栅；
整流过滤主格栅设于省煤器下方水平烟道入口处或省煤器下方水平烟道向上90°直角拐弯处：当位于省煤器下方水平烟道入口处时，所述整流过滤主格栅的安装方向与烟气流经方向垂直；当位于省煤器下方水平烟道向上90°直角拐弯处时，所述整流过滤主格栅的安装方向与烟气流经方向呈30-60°夹角；
整流过滤辅助格栅设于催化剂上方，且安装方向与催化剂表面平行；
整流过滤主格栅和整流过滤辅助格栅均采用正六边形格栅微单元，该正六边形格栅微单元的边长为4-6mm；
整流过滤主格栅、整流过滤辅助格栅的近锅炉出口一侧均设有上述空气助流器；空气助流器包括压缩空气源及与之相连通的若干喷嘴，各喷嘴的气体喷出方向与对应的整流过滤主格栅或整流过滤辅助格栅相平行。
通过整流过滤主格栅和整流过滤辅助格栅进行烟气大颗粒物的拦截过滤，防止大颗粒物与催化剂接触引起堵塞，同时整流过滤主格栅和整流过滤辅助格栅采用正六边形格栅微单元的形式，确保格栅整个断面烟气流速均匀性，防止局部流速过快造成格栅磨损。利用空气助流器进行吹扫，将格栅上的积灰和大颗粒物吹扫，保证了格栅的过滤拦截效果。且整流过滤主格栅的安装位置通过CFD流畅模拟确定，有效降低正常运行时的阻力。整流过滤辅助格栅安装方向与催化剂表面平行，且表面水平光滑，有助于减少积灰，提高空气助流器的清灰距离和清灰效率。
整流过滤主格栅整体可采用平板式或屋脊式。
进一步的，整流过滤主格栅包括多个格栅单位骨架、框架、卡槽、支撑杆；整流过滤主格栅通过框架固定设于烟道内；支撑杆为多组，固定设于框架上；每组支撑杆上分别设有卡槽，格栅单元骨架固定于对应一组的支撑杆卡槽内；各格栅单位骨架由多个正六边形格栅微单元组成。
整流过滤辅助格栅的结构同整流过滤主格栅，也包括多个格栅单位骨架、框架、卡槽、支撑杆；整流过滤辅助格栅通过框架固定设于烟道内；支撑杆为多组，固定设于框架上；每组支撑杆上分别设有卡槽，格栅单元骨架固定于对应一组的支撑杆卡槽内；各格栅单位骨架由多个正六边形格栅微单元组成。
各格栅(包括整流过滤主格栅和整流过滤辅助格栅)采用单元制方式设置，并通过支撑杆进行支撑，进一步保证了格栅整体断面烟气流速的均匀性，同时利用卡槽式的设置，方便进行各格栅单元的正常维护和检修。
进一步的，各格栅单位骨架的外层涂覆有有色涂层。各格栅单元骨架材质可采用2Cr13、不锈钢304、316或者316L，外面涂覆的涂层为防腐蚀、防磨损、带鲜亮颜色的涂层，由此在检修时可以通过格栅外表颜色的深浅变化，辨别磨损程度，进而判断不同区域流场均匀性。
进一步的，格栅单元骨架四周与对应的支撑杆通过螺丝固定相连。通过螺丝或螺栓的固定，进一步稳固了格栅，且方便拆装。
进一步的，框架包括水平固定板和垂直间隔板；支撑杆垂直固定设于水平固定板上；垂直间隔板与支撑杆平行设置，且位于相邻格栅单元骨架之间。
进一步的，垂直间隔板与对应支撑杆之间的间隙为1-3cm。通过框架与格栅单元骨架之间的间隙设置，进一步防止局部流速过高造成格栅磨损。
进一步的，整流过滤系统还包括灰斗；当整流过滤主格栅位于省煤器下方水平烟道入口处时，灰斗设于该水平烟道入口处的下方、整流过滤主格栅前侧；当整流过滤主格栅位于省煤器下方水平烟道向上90°直角拐弯处时，灰斗设于该拐弯处的下方、整流过滤主格栅前侧。通过灰斗的设置，收集拦截的颗粒物和积灰。
进一步的，空气助流器还包括空气压缩管；喷嘴通过空气压缩管与对应的压缩空气源相连。
本发明相比现有技术具有以下优点：
本发明基于锅炉燃烧系统大数据分析，通过燃料的品质评判、燃烧配风的监控、磨煤机的增加减少或者切换造成的工况预判、机组负荷监控和CEMS运行工况监控大数据统计和分析，提前预判，实现喷氨系统的精细化配置和智慧化控制，避免还原剂氨过喷，引起空预器和催化剂堵塞。
本发明智慧脱硝系统中采用的烟气颗粒物整流过滤系统集合烟气整流功能和过滤功能于一体，提高了烟气分布均匀性，阻止大颗粒物与催化剂接触引起阻塞；空气助流器有效解决了烟气流场和灰浓度场不均引起积灰堵塞难题，阻止积灰扩散。
本发明改变了原有催化剂入口烟气温度保护逻辑，通过分析煤质、SO2浓度、NOx浓度等参数，形成了催化剂投运最低烟温保护逻辑新方法，大大延长了机组低负荷条件下脱硝投运时间。
附图说明
图1为本发明智慧脱硝系统的安装示意图；
图2为图1中整流过滤主格栅或整流过滤辅助格栅的拦截面结构示意图；
图3为图2中B处的剖视图；
图4为图3中格栅单元骨架与支撑杆之间的安装示意图；
图5为组成图2中格栅单元骨架的正六边形格栅微单元的结构示意图；
图6为图1中空气助流器的结构示意图；
图7为本发明智慧喷氨控制方法的流程框图。
图中，1-原烟气，2-1、2-2、2-3-空气助流器，3-1、3-2-整流过滤主格栅，4-1、4-2-灰斗，5-喷氨控制系统，6-DCS控制系统，7-燃煤品质监控回路，8-制粉工况监控回路，9-锅炉配风监控回路，10-负荷监控回路，11-CEMS运行工况监控回路，12-整流过滤辅助格栅，13-正六边形格栅微单元，14-卡槽，15-支撑杆，16-框架，17-螺栓，18-格栅单元骨架，19-涂层，20-喷嘴，21-空气压缩管，22-压缩空气源，23-喷氨量。
具体实施方式
下面结合附图对本发明进行详细说明。
如图1所示，本发明智慧脱硝系统包括DCS控制系统6、燃煤品质监控回路7、制粉工况监控回路8、锅炉配风监控回路9、负荷监控回路10、CEMS运行工况监控回路11、烟气颗粒物整流过滤系统。
各监控回路如下：
燃料品质监控回路7，监控锅炉的总燃料量和实时负荷数据；
制粉工况监控回路8，监控当前负荷所需的铈基燃煤量和当前总磨机的最大处理量；
锅炉配风监控回路9，监控当前锅炉配风方式中一次风量、二次风量；
机组负荷监控回路10，监控当前机组负荷条件下实时NOx浓度值与历史数据统计得到的相同负荷条件下NOx浓度值的比值；
CEMS运行工况监控回路11，监控CEMS运行时是否出现自维护工况。
上述各监控回路分别与DCS控制系统6相连，由DCS控制系统6控制喷空控制系统5进行喷氨量的调节。
上述烟气颗粒物整流过滤系统包括整流过滤主格栅、空气助流器、整流过滤辅助格栅、灰斗；
整流过滤主格栅设于省煤器下方水平烟道入口处(3-1)或省煤器下方水平烟道向上90°直角拐弯处(3-2)：当位于省煤器下方水平烟道入口处时，整流过滤主格栅3-1的安装方向与烟气流经方向垂直；当位于省煤器下方水平烟道向上90°直角拐弯处时，整流过滤主格栅3-2的安装方向与烟气流经方向呈30-60°夹角。
整流过滤辅助格栅12设于催化剂上方，且安装方向与催化剂表面平行。
整流过滤主格栅安装位置前侧设有空气助流器2-1、2-2(根据整流过滤主格栅的安装位置进行2-1或2-2的设置)，整流辅助格栅12前侧设有空气助流器2-3。通过利用空气助流器进行吹扫，将整流过滤主格栅和整流辅助格栅12上的积灰和大颗粒物吹扫，保证了格栅的过滤拦截效果。
如图6所示，空气助流器包括压缩空气源22、及通过空气压缩管21与之相连通的若干喷嘴20，各喷嘴的气体喷出方向与对应的整流过滤主格栅或整流过滤辅助格栅相垂直。每个喷嘴的出口压力保持一致。
灰斗安装设于整流过滤主格栅的前侧下方(根据整流过滤主格栅的安装位置进行4-1或4-2的设置)。
如图2、图3所示，整流过滤主格栅、整流过滤辅助格栅均包括多个格栅单位骨架18、框架16、卡槽14、支撑杆15。各格栅通过框架16固定设于烟道内；框架16包括水平固定板和垂直间隔板；支撑杆15为多组，固定设于框架16的水平固定板上上；每组支撑杆15上分别设有卡槽14，格栅单元骨架18固定于对应一组的支撑杆卡槽14内，并通过螺栓17与支撑杆15固定(如图4所示)；垂直间隔板与支撑杆平行设置，且位于相邻格栅单元骨架之间，并保持间隙为1-3cm。各格栅单位骨架由多个正六边形格栅微单元13组成。各正六边形格栅微单元13的边长为4-6mm，正常运行阻力为50-130Pa。
如图5所示，各格栅单位骨架18的外层涂覆有有色涂层19。各格栅单元骨架材质可采用2Cr13、不锈钢304、316或者316L，外面涂覆的涂层为防腐蚀、防磨损、带鲜亮颜色的涂层，由此在检修时可以通过格栅外表颜色的深浅变化，辨别磨损程度，进而判断不同区域流场均匀性。
锅炉产生的原烟气1从省煤器出来后通过水平烟道依次经过空气助流器2-1(或2-2)和整流过滤主格栅3-1(或3-2)，空气助流器2和整流过滤主格栅3的位置可以位于省煤器下方或者位于水平烟道向垂直烟道90o拐角处，原烟气1与喷氨控制系统5喷出的氨气充分混合，混合后的烟气沿着烟道继续向上流动，流经空气助流器2-3和整流过滤辅助格栅12后进入催化剂进行化学反应。
如图7所示，本发明对喷氨量的控制方法如下：
基于脱硝设施运行历史大数据分析和研判，通过DCS控制系统6将不同监控回路计算值代入喷氨量计算公式进行叠加，喷氨量计算结果反馈至喷氨控制系统，实现对脱硝喷氨量精细化控制和提前预判。其中：燃料品质监控回路7输出的煤质系数K1、烟气修正流量Q1和反应器入口NOx修正浓度C1，制粉工况监控回路8输出的反应器入口NOx修正浓度C2，锅炉配风工况监控回路9输出的反应器入口NOx修正浓度C3和喷氨量修正系数K2：负荷监控回路10输出的喷氨量修正系数α，CEMS运行工况监测回路11输出的喷氨量修正系数K3。通过公式Q＝[(C1+C2+C3-C4*K1*0.03)]*Q1*m*K2*α*K3计算喷氨量23。
各参数的具体计算和设置方法如下：
燃料品质监控回路7：
通过煤质系数来判断入炉煤量和热值的变化趋势，根据其变化趋势预判燃煤调整和掺烧工况，通过掺烧后烟气量的变化来修正脱硝系统入口烟气流量的变化。
在锅炉煤质稳定时，
Figure BDA0001920470590000091
其中：锅炉的总燃料量和实时负荷数据来自主控系统DCS，标准煤和实发功率数值均为设计定值。
煤质系数每秒统计一次，计算出每分钟的平均值K1作为参考。通过历史大数据分析统计出各种掺烧工况的煤质系数对应的烟气流量及反应器入口NOx浓度。煤质系数K1基准值为1，当K1变化幅度为±10％时，说明煤质发生变化，K1的范围为0.5-1.5。K1作为修正烟气流量Q1和反应器入口NOx修正浓度C1的系数值，计算公式为：
Q1＝实测烟气流量*K1*0.05；
C1＝实测反应器入口NOx浓度*K1*0.03；
其中：实测烟气流量、实测反应器入口NOx浓度数据来自主控DCS系统。
制粉工况监控回路8：
实时计算当前负荷所需的实际燃煤量，实际燃煤量大于或者小于当前总磨机最大处理量90％时，此时反应器入口NOx浓度加入微分前馈，微分时间常数为10秒，微分输出增益值为k，反应器入口NOx修正浓度C2浓度计算公式为：
C2＝k*d(反应器入口NOx浓度10+t-反应器入口NOx浓度t)
其中：反应器入口NOx浓度10+t：是指10+t(s)时刻反应器入口NOx浓度，来自主控DCS系统。
反应器入口NOx浓度t：是指t(s)时刻反应器入口NOx浓度，来自主控DCS系统。
d：表示微分偏差计算。
(1)若实际燃煤量大于当前总磨机最大处理量90％时，若负荷持续上升，且未运行磨煤机入口冷风门开度超过20％，说明即将增加运行磨组，微分输出增益值k＝0.5。
(2)若实际燃煤量小于当前总磨机处理的最大处理量90％时，通过监控每台磨煤机的启动允许条件满足且顺控启动指令发出、且磨煤机润滑油泵已运行、磨煤机冷风入口门开度超过20％，说明即将切换运行磨组，微分输出增益值k＝1。
(3)若辅机故障减负荷或者设备故障减负荷或者负荷快速切回跳闸指令，微分输出增益值k＝1.2。
锅炉配风监控回路9：
锅炉配风的变化影响NOx浓度变化，通过监控配风变化可以及时调整喷氨控制系统的喷氨量。其特征在于：在总风量一定的情况下，一次风所占的比例越高，产生的NOx浓度越高。通过监控锅炉配风方式中一次风、二次风量等参数，对锅炉配风工况的变化趋势及时预判，分析统计出NOx浓度影响比例，得到不同的喷氨量修正系数K2。
(1)若一次风量/二次风量的比值大于1.6时，K2＝1.05。
(2)若一次风量/二次风量的比值小于1.4时，K2＝0.95。
(3)若一次风量/二次风量的比值介于1.4-1.6之间时，K2＝1。
(3)若燃尽风(OFA)挡板开度在50％以下时，此时入口NOx浓度加入微分前馈，微分时间常数为20秒，反应器入口NOx修正浓度C3＝0.3*d(反应器入口NOx浓度t+20-反应器入口NOx浓度t)
其中：反应器入口NOx浓度t+20：是指t+20(s)时刻反应器入口NOx浓度；
反应器入口NOx浓度t：是指t(s)时刻反应器入口NOx浓度；
一次风量、二次风量、反应器入口NOx浓度t+20、反应器入口NOx浓度t数据均来自主控DCS系统。
负荷监控回路10：
根据负荷高低可以判断NOx浓度高低。通过分析机组负荷的历史运行数据，分别统计出50％负荷段、60％负荷段，70％负荷段、80％负荷段、90％负荷段、100％负荷段稳定工况下，NOx浓度值(误差±5％以内为准)。负荷监控回路在相应的负荷段下，计算相同负荷条件下的比值α＝C实时NOx浓度/C历史工况NOx浓度，比值α作为负荷升降时增加喷氨量修正系数。若|实际负荷-目标负荷|<5MW时，α＝1。
CEMS运行工况监测回路11：
判断CEMS运行时出现自维护工况无法测量烟道内NOx浓度及氧量的数据(测量数据会保持不变)，防止出现自维护工况条件下NOx产生变化而喷氨控制系统无法及时调整的情况。本回路计算出喷氨量的修正系数为K3，计算公式为：
Figure BDA0001920470590000111
其中：
Figure BDA0001920470590000112
是指t+10时刻一次风量与二次风量的比值；
Figure BDA0001920470590000113
是指t时刻一次风量与二次风量的比值；
d：为微分偏差计算。
同时，本发明智慧脱硝系统在进行运行时，引入脱硝效率、锅炉NOx浓度、SO2浓度等参数，综合计算得出喷氨最低允许投入温度，在机组在低负荷条件下，降低了因烟气温度低导致脱硝退出几率，最低投运温度计算公式为：
(ln(A脱硝效率*0.01*B反应器入口NOx浓度*CSO2浓度)-73.1326)/(-35246.727)-278
其中：脱硝效率、反应器入口NOx浓度和SO2浓度数据来自DCS控制系统6。
效果实施例
以本发明智慧脱硝系统进行燃煤电站脱硝设备控制，与现有脱硝系统控制进行对比：
Figure BDA0001920470590000121
经过几个月的运行过程中，经统计平均每天液氨的使用量为2.92吨，减少约0.13吨，每个月可节约的液氨为3.9吨，年节省液氨二十余万元。液氨消耗量减少也就意味着减少了进入空预器的氨气质量，缓解空预器的堵塞，间接减少了空预器检修带来的费用损失约50万元。
在达标排放上，未优化前机组脱硝系统排放超标小时数平均为十次，优化后排放超标次数减少为数次，减少了扣罚脱硝电价的损失。
通过采用本实用新型智慧脱硝系统进行燃煤电站脱硝设备控制，年节约成本70余万元，有效解决了空预器堵塞问题，提高了机组安全运行的稳定性和经济性，经济和社会效益显著。

Claims (5)

1.一种基于大数据分析燃煤电站智慧喷氨控制方法，其特征在于，该方法通过对燃料品质、制粉工况、锅炉配风工况、机组负荷、CEMS运行工况进行实时监控，分别反馈煤质系数K1、实际燃煤量的微分输出增益值k、锅炉配风工况对喷氨量修正系数K2、机组负荷对喷氨量的修正系数α、CEMS对喷氨量的修正系数K3，综合分析控制喷氨系统；
煤质系数K1，反映入炉煤量和热值的变化趋势，通过历史大数据分析统计出各种掺烧工况的煤质系数对应的脱硝系统入口烟气流量的变化和反应器入口NOx浓度，根据入炉煤量和热值的变化趋势对其进行修正；所述煤质系数K1为：
Figure QLYQS_1
实际燃煤量的微分输出增益值k，通过实时计算当前负荷所需的实际燃煤量与当前总磨机最大处理量进行对比，对反应器入口NOx浓度进行修正；所述实际燃煤量的微分输出增益值k的计算方法如下：实时计算当前负荷所需的实际燃煤量，实际燃煤量大于或者小于当前总磨机最大处理量90％时，此时反应器入口NOx浓度加入微分前馈，微分时间常数为10秒，微分输出增益值为k：
(1)若实际燃煤量大于当前总磨机最大处理量90％时，若负荷持续上升，且未运行磨煤机入口冷风门开度超过20％，说明即将增加运行磨组，微分输出增益值k＝0.5；
(2)若实际燃煤量小于当前总磨机处理的最大处理量90％时，通过监控每台磨煤机的启动允许条件满足且顺控启动指令发出、且磨煤机润滑油泵已运行、磨煤机冷风入口门开度超过20％，说明即将切换运行磨组，微分输出增益值k＝1；
(3)若辅机故障减负荷或者设备故障减负荷或者负荷快速切回跳闸指令，微分输出增益值k＝1.2；
锅炉配风工况对喷氨量修正系数K2，通过监控锅炉配风变化，对反应器入口NOx浓度进行修正；所述锅炉配风工况对喷氨量修正系数K2通过监控锅炉配风方式中一次风、二次风量参数，对锅炉配风工况的变化趋势及时预判，分析统计出NOx浓度影响比例，得到不同的喷氨量修正系数K2：
(1)若一次风量/二次风量的比值大于1.6时，K2＝1.05；
(2)若一次风量/二次风量的比值小于1.4时，K2＝0.95；
(3)若一次风量/二次风量的比值介于1.4-1.6之间时，K2＝1；
机组负荷对喷氨量的修正系数α，根据机组负荷高低判断NOx浓度高低，通过历史运行数据统计不同负荷段下的NOx浓度与实时浓度进行比对，对喷氨量进行修正；所述机组负荷对喷氨量的修正系数α通过对机组负荷的历史运行数据的统计，分别计算50％负荷段、60％负荷段，70％负荷段、80％负荷段、90％负荷段、100％负荷段稳定工况下的NOx浓度值，由相同负荷条件下的实时NOx浓度值计算α＝C实时NOx浓度/C历史工况NOx浓度；若|实际负荷-目标负荷|<5MW时，α＝1；
CEMS对喷氨量的修正系数K3，判断CEMS运行时出现自维护工况无法测量烟道内NOx浓度及氧量的数据；所述CEMS对喷氨量的修正系数K3为：
Figure QLYQS_2
/>
其中：
Figure QLYQS_3
是指t+10时刻一次风量与二次风量的比值；
Figure QLYQS_4
是指t时刻一次风量与二次风量的比值；
d：为微分偏差计算
所述喷氨量的计算公式为：
Q＝[(C1+C2+C3-C4*K1*0.03)]*Q1*m*K2*α*K3
其中：C1为根据煤质系数对反应器入口NOx修正浓度，计算公式为：C1＝实测反应器入口NOx浓度*K1*0.03；
C2为根据实际燃煤量的微分输出增益值k对反应器入口NOx修正浓度，计算公式为：C2＝k*d(反应器入口NOx浓度10+t-反应器入口NOx浓度t)，
上式中，反应器入口NOx浓度10+t：是指10+t时刻反应器入口NOx浓度，t的单位为s；反应器入口NOx浓度t：是指t时刻反应器入口NOx浓度，t的单位为s；d：表示微分计算；
C3为根据锅炉配风工况对喷氨量修正系数K2对反应器入口NOx修正浓度，计算公式为：C3＝0.3*d(反应器入口NOx浓度t+20-反应器入口NOx浓度t)，
上式中，反应器入口NOx浓度t+20：是指t+20时刻反应器入口NOx浓度，t的单位为s；
反应器入口NOx浓度t：是指t时刻反应器入口NOx浓度，t的单位为s；
C4为实测反应器出口NOx浓度；
m为氨氮摩尔比；
Q1为根据煤质系数对烟气流量的修正，计算公式为：Q1＝实测烟气流量*K1*0.05。
2.一种采用权利要求1所述喷氨控制方法进行燃煤电站脱硝系统智慧控制方法，其特征在于，所述智慧控制方法还包括对催化剂投运烟温的控制方法，通过脱硝效率、锅炉NOx浓度、SO2浓度，综合计算得出喷氨最低允许投入温度，该最低投运温度计算公式为：
(ln(A脱硝效率*0.01*B反应器入口NOx浓度*CSO2浓度)-73.1326)/(-35246.727)-278。
3.采用权利要求1所述喷氨控制方法的智慧脱硝系统：其特征在于：所述智慧脱硝系统包括燃料品质监控回路、制粉工况监控回路、锅炉配风监控回路、机组负荷监控回路、CEMS运行工况监控回路、DCS控制系统、喷氨控制系统；所述燃料品质监控回路、制粉工况监控回路、锅炉配风监控回路、机组负荷监控回路、CEMS运行工况监控回路分别与DCS控制系统相连；所述DCS控制系统与所述喷氨控制系统相连；
燃料品质监控回路，监控锅炉的总燃料量和实时负荷数据；
制粉工况监控回路，监控当前负荷所需的实际燃煤量和当前总磨机的最大处理量；
锅炉配风监控回路，监控当前锅炉配风方式中一次风量、二次风量；
机组负荷监控回路，监控当前机组负荷条件下实时NOx浓度值与历史数据统计得到的相同负荷条件下NOx浓度值的比值；
CEMS运行工况监控回路，监控CEMS运行时是否出现自维护工况。
4.根据权利要求3所述的智慧脱硝系统，其特征在于：所述智慧脱硝系统还包括烟气颗粒物整流过滤系统；所述整流过滤系统包括整流过滤主格栅、空气助流器、整流过滤辅助格栅；
所述整流过滤主格栅设于省煤器下方水平烟道入口处或省煤器下方水平烟道向上90°直角拐弯处：当位于省煤器下方水平烟道入口处时，所述整流过滤主格栅的安装方向与烟气流经方向垂直；当位于省煤器下方水平烟道向上90°直角拐弯处时，所述整流过滤主格栅的安装方向与烟气流经方向呈30-60°夹角；
所述整流过滤辅助格栅设于催化剂上方，且安装方向与催化剂表面平行；
所述整流过滤主格栅和整流过滤辅助格栅均采用正六边形格栅微单元，该正六边形格栅微单元的边长为4-6mm；
所述整流过滤主格栅、整流过滤辅助格栅的近锅炉出口一侧均设有所述空气助流器；所述空气助流器包括压缩空气源及与之相连通的若干喷嘴，各喷嘴的气体喷出方向与对应的整流过滤主格栅或整流过滤辅助格栅相平行。
5.根据权利要求4所述的智慧脱硝系统，其特征在于：所述整流过滤系统还包括灰斗；当所述整流过滤主格栅位于省煤器下方水平烟道入口处时，所述灰斗设于该水平烟道入口处的下方；当所述整流过滤主格栅位于省煤器下方水平烟道向上90°直角拐弯处时，所述灰斗设于该拐弯处的下方。
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