大气网讯:摘要：目前环保政策要求电站锅炉NOx浓度排放合格的标准是控制小时均值，未对排放的实时值提出要求。为进一步减小电站锅炉NOx的排放浓度，提高脱硝系统运行稳定性，最大限度发挥脱硝系统的潜力，通过研究和优化电站锅炉影响NOx生成和脱除的各影响因素，实现了NOx排放浓度实时值均达标，同时提高了锅炉热效率。在锅炉升降负荷的变工况时段避免了短时超标的现象，在系统的安全、稳定及经济性方面取得了良好的效果，并大大降低了运行人员日常操作调整的工作量。
关键词:电站锅炉;选择性催化还原法(SCR);精细化控制;NOx;
某电厂1号、2号机组为国产1000MW超超临界压力燃煤发电机组，锅炉采用上海锅炉厂引进ALSTOM技术制造的超超临界、一次中间再热、全钢结构、露天布置、双切圆八角喷燃、平衡通风、固态排渣螺旋管圈、Π型锅炉。设计煤种为内蒙古准格尔煤和印尼煤按1∶1配比的混煤，校核煤种为印尼煤。
烟气脱硝系统采用选择性催化还原法(SCR)，系统布置于省煤器之后，空预器之前，属于高尘布置方式。共布置3层催化剂，其中上面2层为板式催化剂，第3层为蜂窝式催化剂。在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况(BMCR)、处理100%烟气量条件下脱硝装置脱硝率保证值大于80%。
针对该厂1号、2号锅炉的技术特点和细微特性差别，通过对运行参数和逻辑进行大量的研究和优化，实现了烟囱NOx排放浓度实时值均达标，为了提高脱硝系统运行的稳定性，最大限度发挥脱硝系统的潜力，同时详细分析了设备指标、优化研究情况及效益。
1、运行氧量、风量及配风优化
在燃烧过程中，生成NOx的途径有3种:空气中氮在高温下氧化产生，称为热力型NOx;由于燃料挥发物中碳氢化合物高温分解生成的CH自由基与空气中N2反应生成HCN和N自由基，再进一步与O2作用以极快的速度生成NOx，称为快速型NOx;燃料中含氮化合物在燃烧中氧化生成NOx，称为燃料型NOx。在锅炉燃烧过程中，燃料型NOx是生成NOx的主要来源，占65%～85%。燃料型NOx的形成与煤的热解产物和火焰中的O2浓度密切相关，其中O2浓度及其分布状况对NOx的产生起决定性作用。如果在主燃烧区延迟煤粉与O2的混合，造成燃烧中心缺氧，可使绝大部分气相氮和部分焦炭氮转化为N2。另外，煤中的挥发性成分，特别是还原性成分的增加，会对NOx浓度的降低产生积极的作用。但是，运行氧量过低，又会导致煤粉燃烧的过量空气系数不足，造成飞灰含碳量升高，增加锅炉的未燃尽损失。另外，过低的运行氧量还可能会引起炉膛因还原性气氛增加而加重锅炉受热面的结焦或高温腐蚀。
因此，运行氧量的确定对于锅炉的安全、环保、经济运行至关重要。结合长期的运行经验并经过大量的试验后，对运行氧量、风量及配风进行优化。
1.1运行氧量优化
目前2台锅炉不同负荷下的燃料设定值如表1所示。经过长期运行发现此燃料控制逻辑存在2个问题:
1)实际燃料量与该燃料设定值相除后的系数函数作为运行氧量的修正系数，因燃料设定值不同，而所烧煤种基本相同，导致450～500MW低负荷时2号锅炉运行氧量高于1号锅炉;
2)568～680MW时因2号锅炉燃料量比1号锅炉高，导致升降负荷时后墙水冷壁悬吊管易超温，从正常运行的433℃升至505℃左右(报警值为498℃)。
表1优化前后2台锅炉的燃料设定值与负荷的关系
燃料设定值修改为与1号锅炉相同(表1)
2台锅炉燃料设定值对应的运行氧量如表2所示。在运行中主要的问题是1号锅炉满负荷时，因运行氧量过低，导致尾部烟道CO浓度偏高，实测最高值可达1191mg/m3。1000MW负荷时，因运行氧量设置偏高，导致相同负荷下，2号锅炉SCR系统入口NOx浓度高于1号锅炉，对于2号锅炉环保运行不利。经过综合比较，将2号锅炉不同负荷下的，且就地调整燃尽风水平摆角，减少燃烧偏斜。同时，将1号锅炉燃料设定值400t/h对应的运行氧量由2.5%升至2.6%，2号锅炉由2.8%降至2.6%，188～250t/h对应的燃料设定值下调，其余各燃料设定值对应的运行氧量不变(表2)。
表2优化前后燃料设定值与运行氧量的关系
