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中图分类号：TP131.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）05-0011-02
受东电西送以及经济形势影响广东省电网负荷低，我厂单台机组运行仍长期参与深度调峰。单台机组长期带250MW负荷运行，脱硝系统入口烟温高于295℃，SCR投入运行，但烟囱NOX排放值高，为保证达到一定的脱硝效率，使得两侧SCR调节阀开度大导致氨逃逸率高；若控制氨逃逸率则又将造成NOX排放指标不合格，以及蒸汽参数难以控制等问题。就这些问题做了诸多运行调整和试验，报告如下。
1、河源电厂脱硝系统概况
河源电厂两台机组（600MW）烟气脱硝系统用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，催化剂层数按2+1模式布置，布置在省煤器出口空预器之前。SCR的化学反应机理比较复杂，主反应是NH3在一定的温度和催化剂作用下，有选择地把烟气中的NOx还原为N2，其过程涉及到数十个反应方程。化学反应如下（图1）：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
6NO2+8NH3→7N2+12H2O
SCR（脱硝系统）催化剂的工作温度是有一定范围的，温度过高（>450℃）时催化剂会加速老化；当温度在300℃左右时，在同一催化剂的作用下，会发生另一副反应。反应如下：
2SO2+O2→2SO3
NH3+H2O+SO3→NH4HSO4
当烟气中的S03浓度高于逃逸氨浓度时，主要生成NH4HS04，而在150～220℃温度区间，NH4HS04是一种高粘性液态物质，易冷凝沉积在空预器换热元件表面，粘附烟气中的飞灰颗粒，堵塞换热元件通道，减小空预器内流通截面积，从而导致空预器阻力的增加，换热元件的效率降低等问题。根据NH4HS04的形成机理，若SCR反应器出口氨逃逸量越大，则烟气越容易在空预器冷端形成粘附性极高的NH4HS04，造成空预器堵塞。
因此，只有在催化剂环境 的烟气温度在305-425℃之间时方允许喷射氨气进行脱硝。《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）新标准中NOx为折算值，环保局采样点为烟囱处。其折算公式为：
式中：——大气污染物基准氧含量排放浓度，mg/m3；
——实测的大气污染物排放浓度，mg/m3；
——基准氧含量，%；
——实测的氧含量，%。
从式中可以看出，省煤器出口氧含量越高，则折算值越大。
2、低负荷下调整NOX排放试验
试验经过：负荷200MW，A、B、C、D四台磨运行。总燃料量86t/h。1A磨17.5h/h，等离子运行。U附加风开度78%。L附加风开度46%。省煤器出口A侧氧量9.6%，省煤器出口B侧氧量9.37%。A侧逃逸率0.53ppm。B侧逃逸率0ppm。燃烧器摆角28%。折算值573mg/Nm3。主再汽温570℃左右。
2.1 动调整脱硝系统运行参数
2.1.1 供氨调节阀切手动控制。
将两侧供氨调节阀切手动，控制烟囱NOx折算值不超标。但会导致两侧氨逃逸率高。
2.1.2 调整稀释风量
A、B侧稀释风流量分布有一定的偏差分别为3620Nm3/h，3780Nm3/h。启B稀释风机，停A稀释风机。A侧稀释风机流量达到4000Nm3/h。经观察对降低逃逸率作用不明显。恢复A稀释风机运行，停B稀释风机。
2.2 调整锅炉过剩氧量
我厂锅炉在低负荷时实测大气污染物排放浓度（NOX、粉尘等）排放量并不高，实际上我们的排放值经过上述排放折算公式计算后就高了。而造成污染物污染物排放高的原因在于折算公式中O2’实测氧含量很高，所以从根源着手，调整O2’实测氧含量来降低NOx的折算值，达到环保排放要求。
2.2.1 调整锅炉炉膛漏风量
该试验主要以限制炉底冷风漏入为切入点，采取关液压关断门方法，降低省煤器出口含氧量。经观察对SCR烟气入口温度降低不明显，氧量由9.5%降至9.0%，但对调整氨逃逸率帮助不大。恢复液压关断门开度。
2.2.2 开大U附加风开度压低火焰中心
将U附加风开度由78开至90%，其他条件不变。省煤器出口A侧氧量由9.6%降至9.35%，省煤器出口B侧氧量由9.37%降至9.13%。烟囱处NOx折算值由573mg/Nm3降至89mg/Nm3。A侧逃逸率由0.53ppm升至1.77ppm。B侧逃逸率由0ppm升至1.5ppm。根据实际运行情况看，这个值并不稳定。在100mg/Nm3上下大幅波动。
继续将U附加风开度由90开至100%，L附加风开度46%开至85%。省煤器出口A侧氧量由9.6%降至9.5%，省煤器出口B侧氧量由9.37%升至9.33%。烟囱处NOx折算值降至89mg/Nm3。A侧逃逸率由1.77ppm升至5.52ppm。B侧逃逸率由1.5ppm升至6.19ppm。雖然总排口没有超标，但氨逃逸率过高（规程要求不超过3ppm），易生成NH4HSO4，对空预器安全运行造成危害（表1）。
2.2.3 停运1D制粉系统
在试验2.2.2的基础上，停运1D制粉系统。保持下三台运行。省煤器出口A侧氧量降至8.18%，省煤器出口B侧氧量将至8.26%。烟囱处NOx折算值降至43--80mg/Nm3。氨逃逸率降至4.2-3.2ppm。期间由于停1D制粉系统造成烟囱排口NOx折算值短时超标。而后基本没有超标。而后因逃逸率高（超过3ppm）为保证空预器安全，退出脱硝系统。试验终止。
2.2.4 不同负荷段的调整
在200MW基础上，又做了300MW脱硝逃逸控制试验。为保证水冷壁壁温不超温，1A磨出力一般在20t/h左右。试验结果如下：
1、负荷300MW，ABCD四台磨运行，燃料量123t/h，A侧氧量平均4.8%，B侧氧量平均4.2%（表2）。
2.2.5 深入探究调整锅炉过剩氧量保证环保排放合格
低负荷（≤250MW）时由于氧量高，导致NOx折算值偏高，以此为调整的根源着手，调整锅炉过剩氧量能达到降低烟囱NOx监测值，避免环保考核。由于环保监测值考核为每小时的均值，所以据此可以灵活控制烟囱NOx监测值。兼顾“鱼与熊掌可兼得”的美好愿望，将烟囱NOx监测值控制在合理范围内，当氨逃逸率达到3时退出SCR系统观察单位时间一小时内烟囱NOx监测值均值在100以内，保证环保局考核值合格。适时投入SCR系统，既能保证烟囱NOx监测值均值环保排放合格，又能降低氨逃逸率高给空预器带来的潜在风险。
低负荷（≤250MW）时保持下三台磨运行时，水冷壁容易超温，需要监盘人员精心监护，调整水冷壁温度不超温。同时因制粉系统下移，造成主汽温难以控制，尽量按照厂家说明书要求控制主、再热蒸汽温度。
3、总结
1、当机组负荷≤250MW时，等离子投入运行，保持下三台磨煤机运行，主、再热汽温控制在570℃以上，加强水冷壁金属温度监视与调整，尽量保证水冷壁温度不超温。各值进行经验分享，寻找壁温，汽温和逃逸率最优运行方式。
2、负荷≤250MW时，氨逃逸超过3ppm时，经运行人员多方调整无效，若持续时间超过30分钟，退出SCR运行，间隔超过20分钟再投入SCR运行，手动调节供氨调节门，控制氨逃逸率及NOx排放不超标。
3、脱硝SCR入口烟温保持295℃不变；烟温低于295℃时系统自动退出SCR运行。
受东电西送以及经济形势影响广东省电网负荷低，我厂单台机组运行仍长期参与深度调峰。单台机组长期带250MW负荷运行，脱硝系统入口烟温高于295℃，SCR投入运行，但烟囱NOX排放值高，为保证达到一定的脱硝效率，使得两侧SCR调节阀开度大导致氨逃逸率高；若控制氨逃逸率则又将造成NOX排放指标不合格，以及蒸汽参数难以控制等问题。就这些问题做了诸多运行调整和试验，报告如下。
1、河源电厂脱硝系统概况
河源电厂两台机组（600MW）烟气脱硝系统用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，催化剂层数按2+1模式布置，布置在省煤器出口空预器之前。SCR的化学反应机理比较复杂，主反应是NH3在一定的温度和催化剂作用下，有选择地把烟气中的NOx还原为N2，其过程涉及到数十个反应方程。化学反应如下（图1）：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
6NO2+8NH3→7N2+12H2O
SCR（脱硝系统）催化剂的工作温度是有一定范围的，温度过高（>450℃）时催化剂会加速老化；当温度在300℃左右时，在同一催化剂的作用下，会发生另一副反应。反应如下：
2SO2+O2→2SO3
NH3+H2O+SO3→NH4HSO4
当烟气中的S03浓度高于逃逸氨浓度时，主要生成NH4HS04，而在150～220℃温度区间，NH4HS04是一种高粘性液态物质，易冷凝沉积在空预器换热元件表面，粘附烟气中的飞灰颗粒，堵塞换热元件通道，减小空预器内流通截面积，从而导致空预器阻力的增加，换热元件的效率降低等问题。根据NH4HS04的形成机理，若SCR反应器出口氨逃逸量越大，则烟气越容易在空预器冷端形成粘附性极高的NH4HS04，造成空预器堵塞。
因此，只有在催化剂环境 的烟气温度在305-425℃之间时方允许喷射氨气进行脱硝。《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）新标准中NOx为折算值，环保局采样点为烟囱处。其折算公式为：
式中：——大气污染物基准氧含量排放浓度，mg/m3；
——实测的大气污染物排放浓度，mg/m3；
——基准氧含量，%；
——实测的氧含量，%。
从式中可以看出，省煤器出口氧含量越高，则折算值越大。
2、低负荷下调整NOX排放试验
试验经过：负荷200MW，A、B、C、D四台磨运行。总燃料量86t/h。1A磨17.5h/h，等离子运行。U附加风开度78%。L附加风开度46%。省煤器出口A侧氧量9.6%，省煤器出口B侧氧量9.37%。A侧逃逸率0.53ppm。B侧逃逸率0ppm。燃烧器摆角28%。折算值573mg/Nm3。主再汽温570℃左右。
2.1 动调整脱硝系统运行参数
2.1.1 供氨调节阀切手动控制。
将两侧供氨调节阀切手动，控制烟囱NOx折算值不超标。但会导致两侧氨逃逸率高。
2.1.2 调整稀释风量
A、B侧稀释风流量分布有一定的偏差分别为3620Nm3/h，3780Nm3/h。启B稀释风机，停A稀释风机。A侧稀释风机流量达到4000Nm3/h。经观察对降低逃逸率作用不明显。恢复A稀释风机运行，停B稀释风机。
2.2 调整锅炉过剩氧量
我厂锅炉在低负荷时实测大气污染物排放浓度（NOX、粉尘等）排放量并不高，实际上我们的排放值经过上述排放折算公式计算后就高了。而造成污染物污染物排放高的原因在于折算公式中O2’实测氧含量很高，所以从根源着手，调整O2’实测氧含量来降低NOx的折算值，达到环保排放要求。
2.2.1 调整锅炉炉膛漏风量
该试验主要以限制炉底冷风漏入为切入点，采取关液压关断门方法，降低省煤器出口含氧量。经观察对SCR烟气入口温度降低不明显，氧量由9.5%降至9.0%，但对调整氨逃逸率帮助不大。恢复液压关断门开度。
2.2.2 开大U附加风开度压低火焰中心
将U附加风开度由78开至90%，其他条件不变。省煤器出口A侧氧量由9.6%降至9.35%，省煤器出口B侧氧量由9.37%降至9.13%。烟囱处NOx折算值由573mg/Nm3降至89mg/Nm3。A侧逃逸率由0.53ppm升至1.77ppm。B侧逃逸率由0ppm升至1.5ppm。根据实际运行情况看，这个值并不稳定。在100mg/Nm3上下大幅波动。
继续将U附加风开度由90开至100%，L附加风开度46%开至85%。省煤器出口A侧氧量由9.6%降至9.5%，省煤器出口B侧氧量由9.37%升至9.33%。烟囱处NOx折算值降至89mg/Nm3。A侧逃逸率由1.77ppm升至5.52ppm。B侧逃逸率由1.5ppm升至6.19ppm。雖然总排口没有超标，但氨逃逸率过高（规程要求不超过3ppm），易生成NH4HSO4，对空预器安全运行造成危害（表1）。
2.2.3 停运1D制粉系统
在试验2.2.2的基础上，停运1D制粉系统。保持下三台运行。省煤器出口A侧氧量降至8.18%，省煤器出口B侧氧量将至8.26%。烟囱处NOx折算值降至43--80mg/Nm3。氨逃逸率降至4.2-3.2ppm。期间由于停1D制粉系统造成烟囱排口NOx折算值短时超标。而后基本没有超标。而后因逃逸率高（超过3ppm）为保证空预器安全，退出脱硝系统。试验终止。
2.2.4 不同负荷段的调整
在200MW基础上，又做了300MW脱硝逃逸控制试验。为保证水冷壁壁温不超温，1A磨出力一般在20t/h左右。试验结果如下：
1、负荷300MW，ABCD四台磨运行，燃料量123t/h，A侧氧量平均4.8%，B侧氧量平均4.2%（表2）。
2.2.5 深入探究调整锅炉过剩氧量保证环保排放合格
低负荷（≤250MW）时由于氧量高，导致NOx折算值偏高，以此为调整的根源着手，调整锅炉过剩氧量能达到降低烟囱NOx监测值，避免环保考核。由于环保监测值考核为每小时的均值，所以据此可以灵活控制烟囱NOx监测值。兼顾“鱼与熊掌可兼得”的美好愿望，将烟囱NOx监测值控制在合理范围内，当氨逃逸率达到3时退出SCR系统观察单位时间一小时内烟囱NOx监测值均值在100以内，保证环保局考核值合格。适时投入SCR系统，既能保证烟囱NOx监测值均值环保排放合格，又能降低氨逃逸率高给空预器带来的潜在风险。
低负荷（≤250MW）时保持下三台磨运行时，水冷壁容易超温，需要监盘人员精心监护，调整水冷壁温度不超温。同时因制粉系统下移，造成主汽温难以控制，尽量按照厂家说明书要求控制主、再热蒸汽温度。
3、总结
1、当机组负荷≤250MW时，等离子投入运行，保持下三台磨煤机运行，主、再热汽温控制在570℃以上，加强水冷壁金属温度监视与调整，尽量保证水冷壁温度不超温。各值进行经验分享，寻找壁温，汽温和逃逸率最优运行方式。
2、负荷≤250MW时，氨逃逸超过3ppm时，经运行人员多方调整无效，若持续时间超过30分钟，退出SCR运行，间隔超过20分钟再投入SCR运行，手动调节供氨调节门，控制氨逃逸率及NOx排放不超标。
3、脱硝SCR入口烟温保持295℃不变；烟温低于295℃时系统自动退出SCR运行。