研究电厂660MW级机组脱硝超低排放改造后的运行优化管理

吕龙江

引言

电厂生产建设的安全可靠性，会对所处地区整体的现代化经济建设水平造成影响。现阶段，电厂生产建设的不稳定问题主要体现在机组脱硝系统的运行控制过程，即脱硝超低排放改造后NOx的浓度控制不到位、预热器堵塞以及喷氨量过大等。为此，电厂脱硝系统管理人员应以660MW级机组电厂为例，即在掌握系统运行维护管理问题现状的情况下，提升电厂机组脱硝系统运行控制的效率。

1 研究电厂660MW级机组脱硝超低排放改造运行优化管理的现实意义

当前阶段，电厂各等级机组在脱硝超低排放与改造低氮燃烧器后，均出现了一系列影响系统运行可靠性的问题。这里的问题包括：结焦、再热汽温燃烧不稳以及预热器堵塞等。这些不稳定问题不仅会降低机组脱硝系统运行控制的安全性，还会对电厂生产建设的经济效益造成影响。为提高脱硝超低排放改造后运行管理措施运用的可靠性，相关建设人员应以实际工程项目为例，即在明确660MW级机组脱硝超低排放后的系统运行现状问题情况下，着手进行优化调整。如此，电厂的生产开发建设就能在机组运行控制安全稳定性的基础上，促进所处行业的快速稳定发展[1]。

2 电厂300MW级机组脱硝超低排放改造后的管理现状

以贵州粤黔电力有限责任公司为例，当电厂锅炉处于正常的负荷范围内，SCR系统进口NOx的浓度为800mg/Nm3时，烟气脱硝的效率应控制在80%以上。此外，设计采用的催化剂化学使用寿命应在24000h，机械使用寿命应在50000h以上，进而避免微量元素引起催化剂中毒问题。在厂址区域的环境条件下，需将隔热表面的最大温度控制在50℃以下，以保证机组脱硝运行管理的可靠性[2]。

但在落实脱硝超低排放后，却出现了以下问题：

（1）因NOx的控制范围小，一旦机组负荷出现了大幅波动或是制粉系统进行启停切换操作，就容易使NOx小时均值出现超标问题。

（2）当660MW机组升降负荷时，脱硝入口的NOx会出现大幅波动，进而导致喷氨滞后。此外，还会使喷氨量出现大幅变化的情况是，喷氨调门控制力度不够。对于防止NOx超标，电厂管理人员应控制脱硝出口NOx浓度高低，否则，NOx高低就会使氨的逃逸指数上升，进而在预热器的蓄热元件内部生成硫酸铵盐。此机组脱硝控制背景下，预热器非常容易出现腐蚀或是堵塞问题，进而降低了超低排放的效果。

（3）脱硝SCR入口NOx的浓度存在过低问题，这就使电厂锅炉的飞灰含碳量、排烟温度以及CO浓度等参数指标上升，进而降低锅炉的生产运用效率。

（4）对于改造后脱硝超低排放，其预热器的堵塞问题会加重，进而使空预期的压差上升，最终导致吸风机电流升高与超出力，大幅降低机组运行控制的安全性与经济性。

在此改造控制背景下，电厂机组脱硝超低排放改造控制工作人员应加大管理措施的研究力度，以满足电厂生产建设对脱硝系统运行控制的安全可靠需求[3]。

3 电厂660MW级机组脱硝超低排放改造后运行优化的管理对策

3.1 运行维护优化

当电厂660MW级机组处于启停或是正常运行状态，运行维护人员应以连续方式监视脱硝系统运行的各项参数，继而能够找出运行异常并快速检修处理。如此，当机组启动后，脱硝的入口烟温就能达到投入运行使用的条件，进而提高脱硝系统的运行控制效率。此外，对于660MW级机组脱硝系统的运行过程，管理人员应投入自动控制技术，并调整锅炉的燃烧程度，来将各侧喷氨量控制在限度范围内。如运行维护过程发现系统自动调节操作异常，应立即切换至手动控制，以保证NOx的排放浓度与氨的逃逸均在标准范围内。

3.2 脱硝系统优化管理

在对脱硝制粉系统进行优化管理过车行中，应按照低氮燃烧器的配风原则，来将脱硝入口NOx控制在设计要求范围内。此管理目标的达成，可将脱硝出口、入口与脱硫出口的NOx纳入到值班管理人员的评价系统，以供考核，进而最大程度的避免喷氨量过大使预热器出现堵塞问题。此外，还应定期停止喷氨试验，即通过检验脱硝仪表设备的数据显示与传输正确性，来保证环保设施运用的可靠性[4]。

3.3 全负荷投运脱硝

有预见性的停机，由当班值长负责控制，必须将下层原煤仓烧空，或者提前将下层原煤仓置换为点火用煤；非计划停机机组，由主机运行部负责，至少将下层原煤仓放空置换点火用煤；燃料部必须有计划的存放部分开机点火用煤（干燥无灰基挥发分28%以上，收到基低位发热量20MJ/kg以上，水分控制在8%以下）；充分做好开机前的准备工作，有计划的停机、或停机时间不可控的机组必须加药保养。

对于冷态开机锅炉点火前，管理人员需对锅炉进行换水冲洗，保证炉水品质，同时提高汽包壁温；机组冷态开机汽轮机高缸预暖要充分，冲转前高内缸下半内壁温150℃以上，减少低负荷暖机时间；锅炉点火后及时将水压试验堵阀及高旁开度45%以上（目的尽量提高锅炉热负荷，及减小高旁阀芯冲刷），在切缸前不允许高旁低于45%，低旁单侧开度20%以上运行，另外一侧间断短时运行；锅炉点火前全开省煤器旁路挡板，将主路烟气挡板关至50%（1、2号机组将过、再器烟气挡板关至50%运行）。

在报送环保烟气温度测点时，应满足315℃且SCR入口烟气温度平均大于280℃的需求。如此，在解除脱硝跳闸保护及强制脱硝投运条件下，机组并网前投运脱硝系统运行，就能及时调整脱硫出口NOx不超过100mg/Nm3，满足环保排放指标。机组并网后锅炉尽快增加热负荷，提高SCR进出口烟气温度，控制脱硝进出口烟气温度315℃以下运行时间不大于2h。事故情况下发电机未解列，锅炉热负荷迅速下降，立即开出省煤器旁路烟气挡板调节烟温尽量满足≥315℃，并解除脱硝跳闸保护，SCR进出口烟气平均温度280～315℃运行时间不超过2h，如超过2h或SCR进出口烟气平均温度低于280℃，退出脱硝系统运行。机组正常降负荷时SCR入口烟气温度低于325℃，缓慢开出省煤器旁路烟气挡板，保证烟SCR进出口烟温在315℃以上运行[5]。

4 结束语

综上所述，电厂660MW级机组脱硝超低排放改造后，相关管理人员应将工作的重点集中在：运行维护、脱硝系统管理以及全负荷投运脱硝上，以使系统设备的运行能够以高稳定性状态作用于实践，以促进行业的快速稳定发展。