1000MW燃煤机组烟气超低排放脱硝及锅炉辅机改造

与改造前相比，机组启动后脱硝出口NO_x浓度低于脱硫出口NO_x浓度，出现“倒挂”现象，单位电量用氨增加0.05g/kW·h。按机组年等效运行5000h，对机组用氨量进行预测，每年液氨耗量为1165t，平均每月液氨耗量97t，与脱硝改造前相比，每月多增加用氨量约22t。

5．2风机电流及脱硝阻力

超低排放改造后，当机组负荷达到1000MW时，同煤量同风量下与改造前进行对比，引风机电流增加约20A，增压风机电流增加约140A，一次风机电流持平，送风机电流增加约30A，脱硝阻力增加约143.2Pa，八大风机合计电流增加184.43A，厂用电率上升0.153%，供电煤耗增加约0.435g/kW·h，汇总后如表6所示。

表6 3#机组超低排放改造对风机电流及厂用电率的影响

超低排放改造前后八大风机电流对比如图5所示。

图5改造前后风机电流变化

6超低排放改造后脱硝运行问题及防范措施

6．1增加催化剂导致SO3转化率提高

脱硝系统因增加了催化剂的填充量而导致SO3转化率提高，增加了空预器硫酸氢铵堵塞的风险。同样的SO₃浓度下，氨浓度越低，风险越小，针对超低排放改造后脱硝运行存在的问题，采取了严格控制入炉煤硫分，喷氨流场优化调整，空预器在线水冲洗，以及提高排烟温度，利用高温将沉积在空预器受热元件上的硫酸氢铵分解，从而疏通空预器烟气流道等一系列防范措施，以减少空预器运行风险。

6．2脱硝效率高，氨逃逸率大

改造后脱硝效率明显升高，控制脱硫出口NO_x浓度为28.1mg/Nm³时脱硝效率达到了90.74%，若进一步降低NO_x浓度控制值会导致喷氨量大幅增加，氨逃逸率增大，空预器堵塞风险加大。针对此风险，联系电科院进行了喷氨流场优化调整，同时将脱硫出口NO_x浓度纳入绩效管理，在防止超标的同时不能控制过低，严防过量喷氨，严控氨逃逸，预防空预器堵塞。

从表2可以看出，当脱硝入口NO_x浓度在224.18mg/Nm³时，控制脱硝出口NO_x浓度在20.01mg/Nm³时，脱硝效率达到了90.74%;若脱硝入口NO_x浓度进一步升高，在出口NO_x浓度控制不变的情况下，脱硝效率将上升，从而导致喷氨量大幅增加，氨逃逸率增大。针对此种情况，在配煤、配风调整时需要重点考虑脱硝入口NO_x浓度的变化趋势，保证正常的配煤掺烧方式，燃料部需要统筹做好来煤计划，避免高热值煤种或低热值煤种扎堆卸船。

6．3NO_x浓度瞬时值超标和过量喷氨

超低排放改造后，NO_x浓度为50mg/Nm³，正常要求应在40mg/Nm³以下，NO_x浓度控制区间收窄，调节难度加大，瞬时值超标和过量喷氨现象突出，脱硝自动调节无法满足正常调整需要，为此进行了以下工作。

1)优化脱硝出口NO_x浓度自动校准的时间，尽量避免在升降负荷时校准NO_x浓度，减小对NO_x浓度调整的影响。并将自动校准时间下发给机组，要求机组人员对班中自动校准时间掌握清楚，校准时间附近尽量避免启停磨等操作量大的操作。

2)建立NO_x浓度变化曲线，将脱硝出入口NO_x浓度、氧量等数据加入曲线变化趋势，在升降负荷和启停磨时，根据曲线内数值变化提前调整。

3)摸索锅炉燃烧变化时脱硝入口、出口以及脱硫出口NO_x浓度变化趋势，在脱硝自动调节逻辑中对脱硝入口NO_x浓度前馈量进行优化，使得脱硝自动调节线性改善，从自动逻辑上减少瞬时值超标和过量喷氨的现象。

4)积极推进脱硝INFIT系统的应用，优化脱硝自动调节，将升降负荷、启停磨、停磨后吹扫导致一二次风率变化等影响NO_x浓度的变量加入自动调节系统内，以提高NO_x浓度自动调整的精度。

7超低排放改造后锅炉辅机存在问题

7．1机组运行中已整改问题

增压风机动叶角度开度与实际不一致，1000MW负荷时单台增压风机故障跳闸后，另一台增压风机出力不足，入口有超压的风险。后经重新进行了动叶角度核对和行程定位，此情况有所改善。

7．2后续停机或改造方能整改的问题

增压风机进出口挡板门不严，增压风机隔绝后漏入的烟气量大，内部温度较高，对处理风机内部故障带来困难，需要对增压风机进出口挡板进行改造。

超低排放改造后，烟道阻力也随之发生变化。但增压风机ＲB试验未做，无法掌握增压风机跳闸后机组ＲB过程中的调节性能，需利用停炉机会做增压风机RB试验。

8结论

超低排放改造脱硝增加一层催化剂，增压风机更换，改造后脱硝效率增加，单位电量用氨增加，烟道阻力上升，风机电流增加，厂用电率上升，超低排放改造后脱硝效率高，脱硝自动调节线性差，瞬时值超标和过量问题比较突出，进行了喷氨流场优化和脱硝自动逻辑优化后，从配煤、燃烧上控制脱硝入口NO_x浓度，严控过量喷氨和氨逃逸，有效防范了空预器的堵塞问题。

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