河源电厂#1锅炉低负荷脱硝控制探索

北极星环保网讯: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：

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。

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