台州市椒江热电有限公司新建成2台100t/h高温高压循环流化床锅炉，烟气排放执行《火电厂大气污染物排放标准》( GB13223-2011 )中的天然气锅炉排放标准，即SO2≤35mg/Nm3、NOx≤50mg/Nm3、粉尘蒸≤5mg/Nm3;
根据锅炉厂提供的设计参数，脱硝系统采用“SNCR+SCR"藕合工艺，还原剂采用20%浓度氨水，在锅炉旋风除尘器人口布置一层双流体SNCR喷枪，在省煤器出口布置一层中温蜂窝式催化剂，不设置备用催化剂层。
机组投运后，发现实际运行参数与原设计参数偏离严重，主要表现为：NOx实际生成浓度是设计值的两倍;旋风分离器人口烟温低于设计值70℃，且低负荷时低于SNCR脱硝温度窗口；烟气量比设计值大20%左右。锅炉厂家根据经验调整优化了一、二次风比例等部分参数，但效果不明显，低氧燃烧时还造成锅炉飞灰中含炭量严重偏高。锅炉设计参数与实际运行参数对比见表1。
表1锅炉设计参数与实际运行参数对比表
另外，由于本锅炉的主要功能是给工业园区提供蒸气，因此负荷波动具有幅度大、快速而频繁的特点，同时锅炉控制的智能化程度不高，负荷变动时，锅炉运行参数主要由运行人员手动调整，各项参数调整不同步，导致烟气参数波动剧烈，采用传统的PID控制不能保证NOx和氨逃逸稳定达标排放。
上述问题在电厂锅炉中广泛存在，因此如何在保持现有硬件配置不变的基础上，通过调整控制方法实现NOx和氨逃逸稳定达标排放，具有重要的意义。
调整控制方法的前提首先是通过试验摸清影响脱硝的各因子在该锅炉的具体影响。
影响NOx生成浓度的一个主要因素是炉膛燃烧温度，而炉膛燃烧温度与锅炉负荷呈正相关性，因此第一个试验即保持其它条件不变，通过改变锅炉负荷(燃烧温度)观察NOx生成浓度的变化(见表2)。
表2锅炉负荷一NOx生成浓度试验记录
从锅炉负荷一NOx生成浓度趋势线可直观反映出NOx生成浓度与锅炉负荷呈现几乎一致的变化趋势(见图1)，当锅炉负荷低于50t/h时，生成浓度可低于50mg/Nm3，当负荷高于85t/h时，浓度基本都在200mg/Nm3以上，满负荷时达到300mg/Nm3;
图1锅炉负荷一NOx生成浓度趋势线
根据NOx的生成理论，燃烧时的氧化氨围是影响NOx生成浓度的另一个主要因素，因此第二个试验即保持其它条件不变，通过改变烟气含氧量观察NOx生成浓度的变化(见表3)。NOx生成浓度与烟气含氧量同样呈现几乎一致的变化趋势(见图2)。
表3烟气含氧量一NOx生成浓度试验记录
图2烟气含氧量一NOx生成浓度趋势线
脱硝系统设置厂‘套氨逃逸在线监测和一套NOx在线监测。氨逃逸在线监测安装在空气预热器处，NOx, O2在线监测安装在布袋除尘器后。根据DCS曲线分析，当改变氨水喷射量时，氨水流量峰值与氨逃逸峰值相差时间约3-5分钟，氨水流量峰值与NOx谷值相差时间为8一10分钟。
基于NOx浓度在线监测与氨逃逸在线监测滞后时间的差异，分别采用两种监测因子作为主要条件对氨水流量进行PID控制试验。试验发现，当采用NOx在线测量值对氨水流量进行PID控制时，因在线监测滞后时间较长，无法根据NOx浓度对氨水流量进行有效调节，多次调整PID参数均不能实现NOx和氨逃逸同时达标排放。
当采用氨逃逸浓度来对氨水流量进行PID控制时，因滞后时间较短，氨逃逸曲线与氨水流量曲线具有更好的跟随性，可将氨逃逸控制在一个较小的变化范围内，同时NOx半数时间可实现达标排放。因此选用氨逃逸浓度作为主要控制因子，NOx排放浓度作为辅助控制因子，进行更进一步试验。
从影响NOx浓度的各因子中，可看出锅炉负荷是最主要的影响因子，因此本组试验即在烟气含氧量基本相同的情况下，根据锅炉负荷调整氨水用量，使烟气NOx排放值保持在30mg/Nm3左右，统计对应负荷下氨逃逸的浓度，得到锅炉负荷一氨逃逸浓度对应关系(见表4,图3)。
表4不同负荷下的氨逃逸浓度
图3锅炉负荷一氨逃逸浓度曲线
烟气含氧量对NOx的生成浓度影响很大，影响烟气含氧量的主要原因是进煤量与风量的比例关系。更重要的是这个比例的变化往往很突然，例如当锅炉负荷调整时，一两次风量的调整与进煤量不同步或不匹配以及断煤情况的发生，都会造成烟气含氧量的突然变化，如果根据氨逃逸在线监测或NOx在线监测数据检测到变化时再进行调整，必定会造成NOx排放浓度和氨逃逸剧烈波动，使排放数据不合格，而且会使PID调节稳定状态被打破，如果不进行人工十预，就需要很长时间才能恢复稳定，甚至不能恢复稳定失去自动调节功能。
除了引风机后的O2在线监测外，锅炉在省煤器位置也配置了O2在线监测，相比于前者，省煤器位置能更早检测到O2的变化，作为前馈条件调节氨水喷射量，提前削弱NOx和NH3逃逸的波动。
该组试验保持锅炉负荷90t/h不变，根据省煤器处烟气含氧量调节氨水喷射量，使NOx排放值保持在30mg/Nm3左右，统计对应含氧量下氨逃逸的浓度，得到含氧量一氨逃逸浓度对应关系(见表5)。
表5烟气含氧量对氨逃逸的影响
通过观察，正常稳定燃烧时，省煤器处含氧量出现频率最高的数值在4%左右，因此将4%作为基准氧，将表格中的氨逃逸浓度全部减去1.45，得到含氧量对氨逃逸浓度的贡献值(见表6)。
表6烟气含氧量对氨逃逸浓度的贡献
图4烟气含氧量对氨逃逸浓度影响曲线
从图4的曲线来看，似乎烟气含氧量比锅炉负荷对氨逃逸浓度的影响更大，这是因为锅炉负荷升高时，不仅NOx的生成浓度提高了，SNCR的脱硝效率、氨的利用率也随之提高了，综合后的影响就减弱了。
锅炉负荷和烟气含氧量都是作为调节的前馈条件参与控制，但最终的达标排放仍要以脱硝系统出口的NOx浓度为准。因此再引人NOx浓度作反馈条件参与控制，当NOx浓度高于理想控制值时，增加氨逃逸量，当NOx浓度低于理想控制值时，减少氨逃逸量。
在进行了上述试验后，可以设想在某一工况，可能存在一个平衡点，其氨逃逸浓度是达标的，NOx排放浓度也在理想值附近。而如果能通过某经验公式，计算出该工况时最合适的氨逃逸浓度，然后通过调节氨水流量使实际氨逃逸趋近该浓度，就能间接使NOx浓度趋近于需要的理想值。该工况下最合适的氨逃逸浓度可称作氨逃逸动态目标值，将其作为PID控制目标因子，再将氨逃逸实测值作为PID控制反馈因子，通过调节氨水流量，使氨逃逸实测值趋近氨逃逸目标值，从而实现氨逃逸与NOx的同时达标。
锅炉负荷一氨逃逸浓度试验数据拟合成经验公式，可得到:
试验测定值与经验公式计算值对比曲线见图5。
图5试验测定值与经验公式计算值对比曲线
将省煤器处烟气含氧量一氨逃逸浓度贡献值试验数据拟合成经验公式，可得到:
将其中的常数-0.108用参数c代替，并允许值长根据需要微调，得到公式:
将公式应用于DCS控制中，通过调整PID参数，将NOx控制在标准要求范围内，但曲线的起伏仍显偏大，再根据NOx排放浓度手工微调参数c.的试验，得到一组NOx排放浓度一氨逃逸动态目标值调节量数据。
NOx排放浓度对氨逃逸动态目标值调节量贡献见表7。
表7 NOx排放浓度对氨逃逸动态目标值调节量贡献
将NOx排放浓度一氨逃逸动态目标值调节量试验数据拟合成经验公式，可得到:
为了适应煤种或其它条件变化后可能引起的公式变化，将省煤器处烟气含氧量b, NOx排放浓度d的权重系数0.505和0.015全部参数化，允许值长根据运行经验进行微调。得到最终的公式:
f: NOx排放浓度权重系数(默认取0.015，允许值长微调)。
将改进的经验公式重新应用于DCS控制后，取得了非常理想的效果。脱硝系统在完全自动控制的条件下，NOx全天处于20一40mg/N3的理想区间，氨逃逸则基本低于2.0mg/Nm3;通过调整常数。还可将理想区间上调或下移，以达到节约氨水的目的。
前文提到当锅炉负荷低于50t/h时，NOx生成浓度可低于50mg/Nm3。夜间蒸气用量小，锅炉负荷低，可以选择1台锅炉保持在低负荷，使其NOx生成浓度低于50mg/Nm3，停该台锅炉的脱硝系统;另1台锅炉则开启脱硝系统，用以调节负荷。
燃煤电厂锅炉普遍存在烟气NOx生成浓度高、脱硝区域温度低、烟气参数波动剧烈、污染物排放不能持续稳定达标的问题。通过试验研究，摸清了锅炉负荷、烟气含氧量、在线监测等因素对烟气中NOx生成浓度和脱硝控制的具体影响，提出了基于氨逃逸动态目标值的脱硝控制理念，根据试验数据拟合出满足各种工况条件的氨逃逸浓度经验公式并应用于DCS自动控制系统，在保持脱硝系统现有硬件配置不变的基础上实现了持续、稳定、经济的达标排放，解决了此类锅炉的脱硝难题，具有重大的环境意义和经济价值。
