邹县电厂1000MW机组低负荷段脱硝入口烟温控制与调整

徐　宁,王秋梅,孙　磊（华电国际邹县发电厂　,山东　邹城　273522）

邹县电厂1000MW机组低负荷段脱硝入口烟温控制与调整

徐宁,王秋梅,孙磊
（华电国际邹县发电厂,山东邹城273522）

摘要：针对我电厂百万千瓦机组在低负荷阶段脱硝入口烟温低导致脱硝退出运行的问题进行了原因分析，提出一些可行的调整手段，进一步提高了脱硝系统运行的稳定性。

关键词：低负荷；脱硝；入口烟温

0　引言

随着现在环保形式越发严峻，邹县发电厂八台机组相继进行脱硝技改，目前百万千瓦机组脱硝系统已经完成了环保验收，正式移交。但是由于机组24h内负荷发生变化，高负荷时脱硝系统可稳定运行，当负荷低于650MW时，脱硝系统会自动退出运行，使环保参数超标。面对严峻的环保压力，保证低负荷下脱硝系统稳定运行是摆在运行人员面前的一大难题。分析低负荷阶段由于烟温低造成的脱硝退出运行，制定措施，保证低负荷下脱硝系统能够稳定运行。

1　设备介绍

邹县发电厂1000MW机组脱硝系统由青岛华拓科技股份有限公司设计制造，采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，采用液氨为还原剂。SCR工艺采用高灰型布置，按“2＋1”模式布置催化剂及支撑，备用层在最下层。设2台SCR反应器，不设反应器旁路和省煤器旁路。初装2层催化剂时，在锅炉正常负荷范围内，设计条件下SCR入口NOx浓度为400mg/Nm3，性能考核试验时的脱硝效率不低于80%。在催化剂质量保证期期满之前，脱硝效率不低于80%，且NOx排放浓度不超过100mg/Nm3。

烟气脱硝SCR系统（指从锅炉省煤器出口至空预器入口膨胀节之间与SCR系统接口范围内的部分）运行中烟气温度不高于420℃的情况下长期运行，同时催化剂应能承受运行温度450℃不少于5小时的考验，而不产生任何损坏。

SCR入口烟气设计参数如表1。

表1

SCR系统烟气温度是保证选择催化剂良好的重要参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的性质，因此烟气温度直接影响反应的进程；如本系统选择的催化剂，可在烟温315～420℃之间运行，低于低限温度或高于高限温度运行，催化剂就都会失活。邹县电厂脱硝系统分AB两侧，每侧SCR系统入口设3个烟温测点，单侧3个测点中有2个在315-420℃以外，保护动作该侧脱硝自动退出。整个系统投入运行至今，催化剂入口烟温并未发生达到过420℃以上情况，但多次发生低负荷时段入口烟温低于315℃导致脱硝退出。

2　影响脱硝SCR系统入口烟温低因素及调整

影响脱硝SCR系统入口烟温低因素，经过近几年运行情况分析，总结大致有以下几点影响因素：

2.1炉内热负荷分布不均匀造成烟气脱硝SCR系统入口烟温低

炉内热负荷分布不均匀将直接造成两侧烟温不平衡。图1为进行调整前两侧烟温变化情况。由于两侧烟温偏差大，机组低负荷时很容易出现由于烟温低的一侧由于烟温过低造成脱硝退出。

表2

机组大修通过动力场试验和粉管调平试验可有效地降低炉内热负荷分布不均匀性。通过调整两侧风机出力、保证磨煤机尽量对冲燃烧、采取有针对性的吹灰等手段达到两侧汽温、风量、烟温尽量保持一致，解决炉内热负荷分布不均的问题：

根据两侧风量偏差，适当调整两侧风机出力偏差。

降低高温侧主再热汽温温度，从而可降低高温侧烟气温度，从而减少两侧烟温偏差。

针对性地吹灰，对烟气温度较高侧进行吹灰，提高受热面吸热量从而降低烟温。

根据燃烧偏差调整两侧侧燃风开度和燃烬风开度，从而改变两侧烟气温度。

虽然炉膛内为对冲燃烧但由于粉管出力不均炉膛出口处仍存在残余旋转，通过火焰中心的调整，可以调整两侧烟气温度至平衡。

通过以上调整，2014年11月以来低负荷方式下，对两侧SCR入口烟温进行采样统计，取500MW负荷时数据如表2。

对措施采取前后两侧SCR入口烟温进行对比得出下图，可以看出两侧烟温偏差不大。

从图2可以看出，采取措施后，两侧SCR入口烟温偏差不大，500MW负荷下，SCR入口烟温基本稳定在315℃以上，波动幅度平稳，确保了脱硝系统的安全投入。

2.2磨煤机运行方式及磨煤机参数造成烟气脱硝SCR系统入口烟温低

调整各磨煤机参数和出力，优化制粉系统运行方式可有效地提高烟气脱硝SCR系统入口烟温。如机组低负荷时段烟温低可通过以下手段进行调节。

（1）低负荷时提高上层磨煤机出力，降低下层磨煤机出力。从而提高火焰中心高度，提高烟气脱硝SCR系统入口烟温。

（2）降低磨煤机出口温度，使燃烧延后可提高烟气脱硝SCR系统入口烟温。

（3）通过调整一次风压力，可改变火焰中心高度低负荷时应尽量降低一次风压力，提高烟气脱硝SCR系统入口烟温。

（4）低负荷时提高送风温度，或投入暖风器，可提高烟气脱硝SCR系统入口烟温。

（5）增加送风量。

对比采取措施前后，500MW负荷时，SCR入口烟温明显提高：

从图3可以看出，采取措施后，通过调整磨煤机运行方式，提高火焰中心，可以使SCR入口烟温控制在318℃以上，效果明显。但由于排烟温度高会造成锅炉损失增加，提高烟气脱硝SCR系统入口烟温时应兼顾经济性。

2.3燃烬风挡板影响脱硝SCR系统入口烟温

合时燃烬风挡板可保证燃烧的完全，燃烬风过小将使燃烧不完全并使燃烧拖后烟温升高。过量燃烬风将造成火焰中心降低和风量过大降低烟温，保证合时的燃烬风开度可保证低负荷烟气脱硝SCR系统入口烟温正常。

2.4再热器挡板开度影响脱硝SCR系统入口烟温

由于低压过热器出口烟温较高，而省煤器出口烟温较低，所以开大再热器侧烟气挡板，关小过热器侧烟气挡板可以有效的提高烟气温度。

（1）根据负荷情况提前开大再热器侧烟气挡板，关小过热器侧烟气挡板。

（2）维持低再入口烟温在490℃以上。

（3）维持SCR入口烟温在320℃以上。

措施采取后，650MW至500MW负荷间，根据对再热器烟气挡板开度与低再入口烟温、SCR入口烟温情况进行统计可以看出，通过提前开大再热器烟气挡板，可以大幅提高SCR入口烟温，维持在320℃以上。

2.5制粉系统设备可靠性差影响脱硝SCR系统入口烟温

加强参数调整、加强巡回检查，保证制粉系统可靠性。

（1）加强制粉系统参数监视

（2）及时清理磨煤机分离器，制粉系统缺陷及时联系检修处理，并录入FAM，利用停磨机会对磨煤机料位进行检查

（3）及时根据磨煤机电流情况，加钢球

（4）加强巡回检查，发现缺陷及时联系检修处理，提高制粉系统运行的可靠性

（5）增减负荷时不可大幅操作，制粉系统应留有一定的调节余量，以使系统扰动及煤质变化时方便调节，尽量减少启停磨煤机造成烟温大幅波度。

通过措施的实施，避免了因设备故障造成停磨、倒磨影响烟温变化。

2.6煤质差、煤质变化大影响脱硝SCR系统入口烟温

煤质的好坏直接影响锅炉燃烧的稳定性和烟温的高低，因此采取以下措施：

（1）加强燃料掺烧掺配工作，提高入炉煤质。

（2）实时了解入炉煤质。值班人员要及时根据入炉煤的煤质及时调整锅炉燃烧。

（3）优化运行调整。充分利用煤粉浓度测点，提供实时调节的依据，使各个喷燃器煤粉浓度均匀。

措施采取后，入炉煤质得到有效提升，接近校核煤种，入炉煤低位发热量大于19.0.5MJ/kg，入炉煤挥发份大于37.7Vad%，大大降低了因煤质差影响带负荷情况的发生。

2.7其它因素的影响

如炉膛漏风，负压、氧量变化大，加强现场巡检。特别是经常通过观火孔观察炉内煤粉燃烧情况，以及炉膛及系统漏风情况。可通过关闭未关闭观火孔、保证炉底水封正常、检查炉膛不严密处并处理等措施来进行处理。

目标负荷不可预见，AGC指令变化频繁。可通过业务学习，掌握负荷变化的一般规律提高负荷的预见性，提前调整、精心操作，保证脱硝SCR系统入口烟温正常。

针对上述原因，通过不断摸索，上述问题基本上都找到了解决方法。

3　结论

经过一系列有针对性的改进措施，在低负荷阶段，现已很少出现脱硝异常退出的情况，夜间，有时负荷最低能减到450MW，仍能短时维持系统运行。可见，低负荷时段，脱硝入口烟温完全能够控制到315℃以上。平时低于500MW的情况很少，基本可以保证不因入口烟温低的原因导致脱硝退出。

作者简介：徐宁（1982—），男，山东邹城人，助理工程师，主要从事：火力发电厂集控运行方面的工作。