（贵州黔东电力有限公司贵州省凯里市557702）
摘要：由于煤质、非低氮燃烧器等因素导致炉膛出口NOx较高。在脱硝系统投运后，即出现了空预器明显差压升高、液氨单耗高于设计值等异常现象，影响到机组接带负荷能力、经济性和锅炉燃烧的稳定性。由于设备的固定性，决定了现有条件下降低液氨单耗、防空预器堵塞只能通过日常燃烧调整、高低负荷时设备运行方式的选择等方法来降低脱销入口NOx含量，并加强脱硝系统维护等方面来实现。
关键词：脱硝系统运行；空预器；防止堵塞
1、前言
近年来，随着我国NOx排放标准的提高，促使电厂安装烟气脱硝系统。我厂2×600MW机组也于2014年完成了脱硝系统改造并投入运行。由于煤质、非低氮燃烧器等原因导致炉膛出口NOx最高达1500mg/m3左右，给后续处理烟气的SCR脱硝系统带来较大压力。基于当前系统结构、煤种的前提下如何确确保排放达标、防空预器堵塞、降低液氨单耗成了新的研究课题。
2、空预器堵塞及液氨单耗偏高的原因分析
2.1喷氨量过大
脱硝系统投运后，喷氨系统自动调整品质差、氨逃逸量表显示不准，造成过量液氨喷入烟道。氨逃逸量严重超标，在空预器换热面上大量产生硫酸氢氨，导致空预器堵灰严重。
2.2吹灰器运行不满足要求
虽然空预器冷端吹灰器已更换为双介质吹灰器，但运行不满足吹灰要求。一是炉子启动初期油粉混燃时，燃烧不完全的煤粉及油烟沾浮在空预器换热面上，初期吹灰汽源取至辅汽联箱，而此时辅汽联箱用户多辅汽压力达不到吹灰要求，未能按设计的吹灰方式进行吹灰，而且吹灰压力比额定压力低0.2MPa，吹灰效果达不到要求。二是没有根据空预器的压差进行及时调整，当发现空预器明显堵塞后，再改为连续吹灰，此时已很难完全疏通空预器。
2.3空预器冷端综合温度低
入炉煤含硫长期平均值4%左右，对应的空预器冷端综合温度理论值应该控制在190℃以上，在降低排烟温度提高锅炉效率的改造后，空预器的出口烟温平均只有120℃左右，即使开启热风再循，空预器入口二次风温也只能提高至40℃，冷端综合温度也只有160℃左右，仍然达不到设计冷端综合温度要求。
2.4SCR区入口的NOx偏高
由于燃烧的低挥发份无烟煤，采用双旋风筒燃烧器。煤在燃烧过程所产生的NOx较同类型机组高，最高时达到1500mg/Nm3左右。
3、防空预器堵塞的措施
3.1降低SCR反应器入口NOx的含量以及良好催化效果，以减少喷氨量
从脱硝反应的原理来看，在保证净烟气排放NOx合格的条件下，要减少喷氨量，就必须降低脱硝反应器入口的烟气NOx含量。经过长期的摸索，总结出以下几种运行调整方法，对降低SCR反应器入口NOx有明显效果。
3.1.1调整燃烧配风方式抑制氮氧化物的产生
（1）对炉膛的各二次风挡板进行调整，改变燃烧器的配风方式。主要时开大了二次风A挡板，关闭二次风D、E挡板，从而改善了煤粉的着火、燃烧条件，有效降低了燃烧区域的供氧浓度，增加了燃尽区域的供氧量，从而降低了燃烧区域氮氧化物的产生。
（2）运行中保持尽可能低的氧量，并根据不同的煤种不断调整。由NOx的生成机理可知，氧量即过量空气系数对整个燃烧过程对NOx的生成量起着决定性的作用，富氧燃烧下，燃料型和热力型NOx生成量都大幅增加。为了降低NOx应在保证燃烧充分的情况下尽可能按低限控制氧量。但低氧量情况下，极易造成炉内不同程度的结焦，通过分析和总结，对于600MW机组，负荷从300～600MW对应经验氧量值一般为4.2～3.0%为最佳。
3.1.2最佳的磨煤机运行方式
（1）根据磨煤机电流及时补充钢球。在保证磨煤机出力前提下可降低一次风压，有效防止煤粉气流着火时间延长，控制氮氧化物的产生。
（2）合理布置燃烧器运行方式。对于东锅“W”火焰的燃烧器来说，在相同负荷和氧量水平下，尽量保持炉膛中心燃烧器运行有利于燃烧的稳定性和燃烧充分，能有效减少NOx的产生。
（3）合理控制一次风压。由于直吹式制粉系统的特点，在煤质较差时，一次风压较高，即一次风率相应提高了，使得燃烧初期的氧量更充足，也会一定程度的提高NOx含量。这种运行方式就是通过开大二次风A挡板，适当关小二次风F风挡板，从而抵消部分此种负面作用。
3.1.3最佳的配煤方式
（1）燃煤挥发分的大小决定了燃烧所产生的NOx含量水平的大小，无烟煤为最大，在现有条件下，通过对所收集数据的整理、分析、总结得出配煤掺烧的最佳方式，确保热值、硫份达到要求。
（2）根据机组计划出力提前下达配煤指令，确保入炉煤的挥发份在12～15%左右，对氮氧化物产生起到一定的抑制作用，从数据来看可降低约300mg/m3。
3.1.4做好催化剂活性的监视和维护
（1）机组停运后对催发剂检查，防止催化剂模块间距过大或密封不好。对催化剂进行化验，确保其活性。严格将氨逃逸率控制在1.5ppm以内（设计3ppm），尽量减少氨逃逸量。
（2）做好稀释风机运行的规范。其是保证脱硝系统喷氨良好的重要设备。风烟系统停运后停运稀释风机，以防止喷氨喷口堵塞。
3.2提高空预器冷端综合温度
（1）根据煤的不同含硫量，调整吹灰方式，使空预器冷端综合温度不低烟气露点温度。
（2）调节送风、一次风热风再循环，以提高空预器冷端综合温度。
（3）改变锅炉受热面吹灰频次和选择性吹灰。可确保锅炉参数正常情况下，提高冷端综合温度10℃左右。
3.3优化空预器的吹灰方式
（1）将空预器吹灰蒸汽提高至1.5MPa左右，确保空预器冷端吹灰效果。
（2）对冷端吹灰器进退步序进行优化。修改为间断进、退的程序，且进退暂停点不重叠，确保吹灰范围覆盖整个换热面。
（3）严格控制压差，当空预器进出口压差超过2.0KPa，冷端吹灰均改为连续吹灰，直至压差降至2.0KPa以下。
3.4强化设备的运维管理
3.4.1停炉后空预器冲洗及措施
（1）机组停运后，用高压水冲洗对空预器进行冲洗，以清除积灰，疏通其传热元件。
（2）锅炉点火后，空预器入口烟温达200℃，方可启动一次风机及磨煤机运行，以防止灰、油、煤粉混合物沉积在其换热面造成堵塞。
3.4.2对SCR反应区设备的管理
（1）加强SCR区设备的消缺治理和定期工作的监管，提高了设备的可靠性。
（2）加强脱硝系统吹灰，保证催化剂表面的清洁度。从运行经验来看，应保证每24小时对其吹灰一次。
（3）加强喷氨系统阀门的维护。主要是使喷氨调门有良好的调节特性、减少内漏量，降低液氨逃逸率。
4、防空预器堵塞及降低液氨单耗的效果
（1）通过配风调整、配煤方式优化等措施，能将SCR区入口NOX控制在900～1000mg/m3左右，较初期降低近300mg/m3。
（2）加强了空预器运维管理，其差压保持在规定范围内，堵塞问题得到完全解决。
（3）液氧单耗：由投运初期的0.95g/kWh，下降至0.84g/kWh左右，较设计值低0.43g/kWh。
5、结语
脱销系统的运行有利于节能减排，改善当地大气环境质量，但也会对空预器等下游设备运行造成负面影响。因此，在脱硝系统改造完成后，还要对空预器等下游设备的运行情况进行分析，逐步摸索更好的调整措施。
参考文献：
[1]黔东电厂脱硝运行规程2015版[S].
[2]王文宗，武文江.火电厂烟气脱硫及脱硝实用技术[M].北京：中国水利水电出版社，2009.
[3]电站锅炉运行与燃烧调整[M].北京：中国建筑工业出版社，2007.