Nm3的要求。
[0098] 表 6
[0102] 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。
[0103] 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。
[0104] 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。
[0105] 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。
[0106] 负荷检测模块130,用于检测锅炉的当前运行负荷。
[0107] 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。
[0108] 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。
[0109] 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。
[0110] SCR反应器运行温度设定模块170,用于检测SCR反应器入口的S02浓度和SCR反 应器入口的NOx浓度，根据SCR反应器入口的S02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。
[0111] 根据当前运行情况下SCR入口的S02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NH4HS04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。
[0112] 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。
[0113] 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。
[0114] 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。
[0115] 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飆升至50mg/Nm3甚至100mg/Nm3以上。
[0116] 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。
[0117] 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。
[0118] 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。
[0119] 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。
[0120] 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S02浓度和SCR反应器入口的NOx浓度，根据SCR反应器入口的S02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。
[0121] 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。
[0122] 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。
[0123] 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。
【主权项】
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S02浓度和所述SCR反应器入口的NOx浓度，根据所述S