河源电厂#1锅炉低负荷脱硝控制探索

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。

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