传统的燃煤电厂历来被视为大气污染物的主要来源，是国家环保监管的重点。国内首套烟气超低排放装置在浙能嘉兴发电厂8号机组投入运行后，主要污染物排放指标基本都达到了天然气燃气机组的排放标准，特别是氮氧化合物的排放全时段控制在50mg/Nm3以下。本文介绍了嘉兴电厂百万燃煤机组烟气超低排放环保示范项目实施后，热控专业针对系统中存在的问题对脱硝系统CEMS测量、脱硝自动控制策略等方面进行了一些措施改进，并针对项目实施过程中遇到的问题进行了探讨。
烟气超低排放改造采用的技术路线为对现有的脱硝、除尘和脱硫系统进行提效，采用高效协同脱除技术，使机组烟气的主要污染物排放浓度达到天然气燃气轮机组的排放标准，并达到解决“石膏雨”问题、消除“冒白烟”现象和全负荷范围内投运SCR脱硝装置的目的。
1000MW超临界机组烟气超低排放技术脱硝部分采用了低氮燃烧器＋SCR技术进行脱硝。烟气在经过管式GGH降温段后进入低低温静电除尘器，之后进入双托盘吸收塔＋吸收塔新型增效装置脱除氮氧化物、烟尘和二氧化硫，然后烟气进入湿式电除尘器，最后经过管式GGH升温段后由烟囱排入大气，实现超低排放脱硝改造工程中，对锅炉原配套SCR脱硝装置除保留原有两层催化剂的基础上，又增加了第三层催化剂。脱硝工艺采用选择性催化还原法，从锅炉省煤器来的烟气，在SCR反应器入口前的烟道中通过喷氨格栅，与稀释后的氨气充分混合后，进入SCR反应器，经SCR中的多层催化剂将烟气中的部分NOX催化还原为N2和H2O后，烟气进入锅炉空气预热器，脱硝系统流程见图1。但是烟气超低排放改造后，烟道后助力增加，导致SCR出口与烟囱排烟NOX偏差大、SCR出口NOX控制不稳定、氨逃逸率增大等问题。
1、SCR出口与烟囱排烟NOX偏差大原因及改进措施
烟气超低排放改造后，发现SCR出口NOX平均值与烟囱排烟NOX偏差较大，如图2：

图2SCR出口NOX与烟囱排烟NOX对照
原设计SCR进、出口脱硝采样探头安装在相应烟道中部，取样代表性较差，为了掌握SCR反应器进、出口NOX浓度分布情况，通过网格法进行试验，SCR反应器入口NOX浓度分布比较均匀，偏差较小。SCR反应器出口NOX浓度分布均匀性较差，出口NOX浓度延宽度和深度方向有较大变化，且局部存在NOX浓度较低的点。出口浓度分布均匀性差，除了烟气流场不稳定外，喷氨的不均匀性是主要原因。
为了解决这一问题，我们通过采用插入式的旁路取样管方式实现多点取样。从SCR出口烟道分别引出两路旁路取样管至空预器出口烟道，利用烟道之间的差压实现旁路管道的烟气流动，将烟气分析系统的取样探头测点布置在烟道外部的旁路取样管上。旁路管插入烟道部分，贯穿整个烟道截面，在管道上每隔一段距离开取样孔，在烟道壁处汇成一路，以求在一定程度上保证烟气的混合均匀，提高代表性，保证了SCR出口NOX与烟囱排烟NOX趋势的一致性。图5为改造后曲线。

图3调整后SCR出口NOX与烟囱排烟NOX对照
2、SCR出口氨逃逸率大幅跳变、准确性差
2.1、现象及原因分析：
原设计采用物料衡算法计算脱硝SCR反应器出口氨逃逸量，即通过仪表测量实际氨喷入量，实际消耗的氨量（根据入口烟气流量、SCR进出口NOX浓度等计算得出），计算两者之差即为过量喷入的氨，再与入口烟气流量的体积比，则为计算的出口氨逃逸率。

图6氨逃逸率计算值曲线
氨逃逸率计算公式：
式中：
—SCR出口氨逃逸量，（标态、干基，6%O2)，ppm；
—实际总氨气平均耗量，kg/h
—锅炉总烟气平均流量(标准状态，干基6%O2)，m3/h；
入—SCR反应器入口换算为NO2的平均浓度(标准状态，干基6%O2)，mg/m3；
出—SCR反应器出口换算为NO2的平均浓度(标准状态，干基6%O2)，mg/m3；
从公式中可以看出，氨逃逸率准确的计算建立在以下几个假设或条件：
（1）假设1:A、B侧脱硝烟气流量均分进反应器（从测试数据来看，这个假设并不完全成立，在某些工况下A、B侧偏差大于5%）
（2）假设2:催化剂表面分布的氨-氮氧化物摩尔比是均匀的（实际上入口处虽然浓度比较均匀，但流速不均，摩尔比是不均匀的。）
（3）假设3:燃煤应用基灰不变：目前设置值为10%（从最近入炉煤台帐上数据来看，绝对偏差有6%）。
（4）假设4:标态烟气密度为1.306（经检查1.306为湿空气的密度，而非干烟气的密度，烟气质量流量换算为标态干烟气体积流量，烟气成分的不同会导致标干烟气密度出现偏差，具体偏差不好估计）。
（5）条件1:能准确测量总风量和总燃料量（烟气质量流量目前采用的是总风量加燃煤量，该流量与实际值偏差在某些工况下偏差也会>3%，加之漏风量，偏差会更大）。
（6）条件3:进出口NOX测量值准确（尤其是出口NOX由于代表性不够，导致测量数据严重失准）。
考虑到最终计算结果是一个非常小的量，参与计算的各项数据却是非常大的一个量，除氨质量精度可以满足计算要求外，其余均不满足要求，由此可以得出结论，通过计算来得出较为准确的氨逃逸率是不现实的。
2.2、改进措施：
通过在SCR出口烟道上加装在线氨逃逸率表计实现对氨逃逸率的测量。氨逃逸检测装置为激光气体分析仪，大多数气体只吸收特定波长的光。把烟道一侧发射端的红外激光发射到烟道相反的另一侧的接收端上，烟道内存在的氨气将会吸收它所对应波长的光，吸收量是烟道内气体含量的直接反映。现测量的氨逃逸率曲线如图4：

图4改进后喷氨流量与氨逃逸率
3、脱硝系统仅控制脱硝效率，未实现出口NOX闭环控制。
3.1、原因分析
超低排放项目改造前，NOX控制回路用固定摩尔比和PID控制相结合的控制方式，逻辑框图如图5所示：

图5SCR原控制策略逻辑框图
该控制策略存在以下几个问题：
3.1.1、原回路的脱硝反应器出口净烟气NOX含量设定值是根据设定效率和脱硝反应器入口原烟气NOX含量计算产生的，超低排放改造后氮氧化物以时均值低于50mg/Nm3的排放标准考核，因此需要改变出口净烟气NOX含量设定值回路。
3.1.2、原回路中脱硝总风量的0.5倍作为单侧烟道的风量来计算理论氮的含量，用于计算理论喷氨量。在实际运行中，两侧的风量往往相差比较大的，根据上述方法往往会造成两侧喷氨量的过多或过少。
3.1.3、在变负荷过程中，因为协调控制中的前馈作用比较强，风煤配比时风量过剩，造成氧量上升，燃烧后的NOX含量也随之急剧上升。因喷氨调节是一个比较缓慢的过程，在脱硝反应器进口实测风量上升后，根据固定摩尔比计算出理论喷氨增大，开大供氨调阀，经过至少3min的化学反应后出口NOX含量才开始下降，调节存在较大的迟延。特别是在降负荷过程中，因原协调控制策略中，风量前馈在降负荷时也会叠加风量指令前馈，造成风量过剩，氧量偏高，NOX含量随之突升，造成烟囱入口NOX含量瞬时值高于50mg/Nm3
3.1.4、NOX测量装置反吹引起的扰动。反应器进出口NOX测量装置分别间隔50min左右会进行一次反吹，反吹时间持续5min左右，反吹期间NOX测量值的逻辑上进行自保持。特别是在反应器出口NOX含量测点开始反吹，测点自保持瞬间NOX含量较高或者较低的时候，在接下来的5min中内，反应器出口NOX控制PID会积分作用下使调门大幅调节，造成供氨量的失调。在反吹结束后，能观察到反应器出口NOX含量突增或突减少。
3.1.5、NOX含量考核点和控制点的不一致。
在环保考核时以烟囱入口NOX含量测点为准，但是在自动调节时，以单侧烟道的SCR反应器出口NOX含量为被控量。存在的问题是，2个SCR反应器出口NOX测点偏差不大的情况下，与烟囱入口NOX测点存在不同程度的偏差。另外考核点烟囱入口NOX含量是标杆值，而进入控制的SCR反应器出口NOX含量则是实测值，未经氧量修正，也会存在一定的偏差。
3.2、改进措施
3.2.1：超低排放改造后，根据烟囱入口NOX的含量，对单侧SCR反应器出口NOX设定值进行改变。例如根据烟囱入口NOX的含量比SCR反应器出口NOX高10mg/Nm3时，则运行人员会将SCR反应器出口NOX设定在40mg/Nm3以下。
3.2.2：在两侧脱硝反应器入口分别加装风烟流量测量装置，用单侧的实测流量参与喷氨调阀的控制。
3.2.3：因喷氨自动调节的喷氨理论值计算根据反应器入口的工况，存在一定的不及时性、调门特性存在一定的死区、SCR脱硝反应过程所需一定的时间等原因造成的延时滞后，单从供氨调阀的自动回路优化效果不佳。考虑从协调控制入手，降低脱硝反应器入口NOX含量的突变：
为避免减负荷过程中富氧燃烧，取消减负荷控制回路中风量前馈修正回路。
减弱锅炉主控负荷前馈回路参数，使燃烧工况稳定，不同负荷段的系数如下表所示：

3.2.4:为减少AGC方式下，小负荷段工况下燃料量频繁加减造成排烟NOX的波动，负荷变动在20MW以内协调控制回路中取消负荷变化前馈参数。汽机主控侧：将汽机控制负荷回路减弱；将控制汽压的回路加强；并延长汽机惯性时间。适当加强锅炉主控，消除负荷变动时的汽压偏差，以适当提高负荷响应速度，减少汽机主控变动的影响。
3.2.5：对反应器出口NOX控制PID进行限幅，最多能进行-30—30t/h供氨流量的限制；对反应器出口NOX控制PID进行变参数控制：在收到反吹、标定等需要自保持的信号时，将PID控制器的参数切换到较弱的一路。
4、结束语
嘉兴发电厂1000MW燃煤机组烟气超低排放改造完成后，通过对SCR进、出口流场的测试、并采用多点取样旁路管的方式提高了测点的取样代表性，一定程度的减少了SCR出口与烟囱排放口NOX的数值偏差；通过对喷氨流量逃逸率的测量提高了氨气逃逸率的正确性，对供氨调节控制回路的改进及协调控制策略的优化后，排烟出口NOX基本能全时段控制在50mg/Nm3以下，为燃煤发电机组清洁化排放开辟了新的途径，对保障我国能源安全具有重要的战略意义。