某电厂脱硝超低排放后制粉系统的运行优化
超低排放形势下的脱硝运行优化管理技术-20160328
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服务内容 脱硝改造可行性研究 脱硝系统流场模拟 脱硝系统调整 脱硝工程技术咨询 脱硝系统性能考核试验 脱硝系统优化调整 催化剂性能检测
机组数量 约300台 60台 24台 86台 300多台 200多台 400多台
TPRI
一、脱硝装置运行问题
烟气脱硝一级还原反应需要足够多的接触面积和活性颗粒位， 反应进程主要受到NO与NH3在微孔内的扩散影响。 活性颗粒化学中毒、物理堵塞及磨损等会逐渐降低催化剂的 整体活性，而烟气混NH3均匀性则影响其性能的发挥。
4NO+4NH3+O2
→ 4N2+6H2O
TPRI
一、脱硝装置运行问题
TPRI
一、脱硝装置运行问题
250 16.9 20 16 153 12 7.8 100 50 0 1.99 0.837 2.00 0.819 NOx 1.97 0.735 2.00 0.718 1.99 0.671 76.9 75.7 68.9 7.1 67.7 8 44.1 3.0 4 0 脱硝装置潜能P、氨逃逸 氨逃逸µL/L 202 12.6 150 168 173 200
预测
T-01 600
T-02
#6机组 运行16000h T-03 600 600 785 209 73.4 3.17 2.91 710 162 77.1 4.38 2.8
预测
1200 630 47.5 2 2.79
737 300 59.3 2 2.79
724 113 84.4 8.54 2.72
1200 620 48.3 2 2.81
预测 1200 655 45.4 2 2.75
TPRI
三、典型案例分析
燃煤电厂超低排放改造后脱硝系统优化运行控制技术
燃煤电厂超低排放改造后脱硝系统优化运行控制技术发表时间：2020-09-23T11:36:51.517Z 来源：《基层建设》2020年第17期作者：秦娅[导读] 摘要：近年来，我国对电能的需求不断增加，燃煤电厂建设越来越多。
四川中电福溪电力开发有限公司四川宜宾 645154摘要：近年来，我国对电能的需求不断增加，燃煤电厂建设越来越多。
在燃煤电厂进行超低排放改造之后，不少电厂出现脱硝系统运行异常的情况，例如喷氨量过大、烟气中氮氧化物浓度“正挂”或“倒挂”、空气预热器压差不断升高、除尘器效率不断降低、脱硫塔浆液出现较大氨味等。
经过研究，提出采用喷氨格栅处喷氨分布调整的技术方式，对脱硝系统的喷氨分布情况进行优化设计，保证了机组和后续设备的经济稳定运行。
关键词：燃煤电厂；超低排放；脱硝系统；稳定运行引言燃煤锅炉烟气的污染物主要有二氧化硫、氮氧化物和烟尘，通过烟气超低排放技术进行科学的处理，可以有效的减少污染物的排放，烟气超低排放技术中在实际应用中出现了各种问题，使烟气的各项参数不符合环保标准，烟气超低排放技术没有发挥其应有的作用。
1超低排放燃煤发电污染物排放标准现状根据GB13223—2011及国家环保部《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，自2012年1月，全国新建燃煤电厂排放烟尘、SO2、NOx执行标准分别为30mg/m3、100mg/m3、100mg/m3（西南地区除外，其执行标准有所宽松），自2013年4月，重点控制区新受理的燃煤机组执行大气污染物特别排放限值，烟尘、SO2、NOx排放标准分别为20mg/m3、50mg/m3、100mg/m3。
“十三五”期间，重点控制区市域范围内所有火电燃煤机组均执行特别排放限值要求。
我国自2014年开始规模化实施煤电超低排放改造。
2014年9月，国家发展和改革委员会、环保部、能源局共同制定了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，提出东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，中部地区原则上接近或达到上述排放限值，鼓励西部地区接近或达到上述排放限值。
300MW 锅炉烟气超低排放后脱硝系统的优化运行
300MW 锅炉烟气超低排放后脱硝系统的优化运行摘要：火电厂烟气实行超低排放改造以后，单一的脱硝系统已满足不了日益严峻的环保形势要求，这就需要我们不断优化脱硝系统，既保证环保参数的达标排放，又能满足机组长期安全、经济运行。
关键词：系统优化；热解；水解；经济引言：随着全国环境空气质量的下降，环保压力与日俱增，国家环保部对火电厂的废气排放也提出了新的要求，因此在2015年新的环保法也规定了更为严格的烟气超低排放标准，这对我们火电厂保证烟气达标排放提出了更高的要求，使脱硝系统能否稳定运行面临着考验。
概述早期火电厂烟气脱硝一部分采用的是SCR脱硝尿素热解工艺，从近几年脱硝系统运行方面，存在着许多问题，例如流经电加热器的热一次风含灰量大造成加热管磨损、加热器堵塞超温、通流面积减小等故障；另外尿素喷枪运行中调整维护不当会造成热解炉出口部位结晶堵塞，超低排放改造后此现象尤为严重；热解系统尿素溶液主循环大部分没有备用循环系统，大大降低了脱硝热解系统运行的稳定性和可靠性。
最初的脱硝热解系统电加热器电耗高，电加热器运行环境恶劣，可靠性差，严重威胁着脱硝系统的安全稳定运行，即便后来部分机组通过改造，通过用烟气加热器替代电加热器等方法来提高系统可靠性，但由于受到烟气温度、流量不易控制、含灰量大、启动时加热器出力受限等条件限制，改造的最终效果都不太理想。
随着国家对环保的不断重视，脱硝热解系统的缺点日益突出，许多电厂为了保证脱硝系统的稳定运行，纷纷对原有的系统进行了改造。
如增加脱硝尿素直喷系统、增设备用脱硝设备及系统、使用脱硝水解等。
液氨脱硝系统虽然初投资相对较小，运行成本较低，但是液氨作为重大危险源，安全风险极大，随着国家和对安全性的重视日益提高，越来越多的脱硝系统仍选择尿素作为还原剂的制备原料。
首阳山公司300MW机组自2016年超低排放改造时经过论证，引入水解制氨工艺，和尿素热解系统互为备用，机组运行时采用水解系统，热解系统备用，当水解系统有检修工作或故障时投入热解系统，保证在任何情况下，出口NOX都能达标排放，增加了脱硝系统运行的灵活性、可靠性。
超低排放形势下提高SCR脱硝系统效率
超低排放形势下提高SCR脱硝系统效率面对国内日益严峻的环保形势，火电厂大气污染物控制将全面实施超低排放深度治理，燃煤电厂排放的大气污染物质量浓度，烟尘、二氧化硫、氮氧化物３项指标的排放限值分别为5，30，40 mg/m3[1]。
燃煤电厂实现NOx超低排放采用低氮燃烧（LNB）与SCR技术的组合。
实现NOx超低排放需要提高SCR脱硝效率，采取有以下效措施1、增加催化剂的体积增加一层催化剂；加大反应器的体积，降低烟气流速，增加烟气与催化剂的接触反应时间。
某电厂原SCR脱硝系统设计入口NOx质量浓度为400mg/m3，脱硝效率为80%。
为实现NOx超低排放，在原基础上增加了第3层备用催化剂。
实验室中试检测结果表明，脱硝效率提高到90%以上后，SCR脱硝系统出口NOx质量浓度由之前的44.6mg/降低至34.2 mg/m3，氨逃逸量由之前4.4µL/L降低到了0.9µL/L。
2、 NH3/NOx摩尔比增大氨氮摩尔比至0.9，脱硝效率升高至90%，NH3逃逸也逐渐增大。
尤其当脱硝效率超过95%时，氨逃逸增大的趋势明显加快，空气预热器形成硫酸氢铵堵塞的风险增大。
2、优化烟气流场、氨喷口的设计，提高NH3/NOx混合均匀性对喷氨量调整进行优化设计，采用双向分区喷氨量调节功能的脱硝系统，实现喷氨量的精细化调整；提高注氨格栅喷射点的密度；烟道内设置静态混合器；通过数值模似优化设计，调整开孔位置和大小；采用可调节流量的喷枪，根据氮氧化物的深度调节每个喷枪的喷氨量。
3、喷氨控制要求提高采用PID串级闭环控制系统对原脱硝过程控制系统进行优化。
以SCR反应器入口NOx质量浓度及烟气流量为前馈，以SCR反应器出口NOx质量浓度为反馈，计算出理论喷氨流量，通过PID控制氨流量调节阀开度，从而实现脱硝喷氨量与机组负荷、入口NOx质量浓度的自动协调。
4、提高脱硝设备系统入口烟温通过省煤器水旁路或给水加热等方式，减少烟气吸热量来，提高催化剂入口烟温，保证在任何工况下SCR反应器的温度都在380℃至400℃。
国产200MW机组脱硝超低排放改造及系统优化
国产 200MW 机组脱硝超低排放改造及系统优化发布时间：2022-01-07T06:03:48.948Z 来源：《中国电业》2021年第22期作者：侯海军[导读] 本文详述了某厂国产200MW锅炉脱硝超低排放改造前情况侯海军大唐国际发电股份有限公司陡河发电厂、河北省唐山市邮编： 063028中文摘要：本文详述了某厂国产200MW锅炉脱硝超低排放改造前情况，改造方案及改后使用情况，并通过改造后的冷热态试验，分析了改造效果及不足，并加以改进。
关键词：锅炉；脱硝；直喷；0 引言某厂200MW机组采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，以尿素热解产生氨气制备还原剂。
每台炉设2个SCR反应器，1台热解炉，每台热解炉设3套分配计量装置，3只喷枪。
SCR反应器布置在空预器与省煤器之间的高含尘区域。
在设计煤种、锅炉BMCR工况、处理100%烟气量条件下，脱硝催化剂按照2+1层进行设计（即安装2层，预留1层安装位置），在安装2层催化剂的情况下脱硝效率不小于80％，安装3层催化剂时脱硝效率不小于90％。
SCR设计时，按入口NOx含量为400mg/Nm3，出口NOx含量小于80mg/Nm3；脱硝改造后存在50%负荷以下及高加停运时，烟气温度偏低（低于300℃），脱硝系统投不上的问题。
1 改造实施的必要性中国大气污染的程度已相当于世界发达国家五、六十年代污染最严重的时期，世界各国都已注意到大气污染对人类生存的危害，均投入巨额资金对其进行整治。
中国也制定了《中国跨世纪绿色工程计划》对大气污染进行综合治理。
某厂属于京津冀重点大气污染治理地区。
为落实《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014—2020年）的通知》（国办发〔2014〕31号）要求，加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，国家发改委下发《煤电节能减排升级与改造行动计划》（2014—2020年）。
根据文件精神，至2020年，东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组改造后污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值：即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米。
优化脱硫脱硝设施运行实现降本增效
优化脱硫脱硝设施运行实现降本增效摘要：武汉某热电联产装置在保证环保指标达标排放的基础上，以降低石灰石、尿素消耗为目标，加强质量管控、设施运行优化和调整，提高脱硫脱硝系统运行的安全性和经济性。
关键词：脱硫脱硝；质量管控；优化运行；效益1.前言武汉某热电联产装置现有3台360t/h循环流化床锅炉，配套建设了三套脱硫脱硝设施。
其中，脱硫采用的工艺技术路线为炉内石灰石干法、炉外石灰石-石膏湿法脱硫，脱硝采用的是SNCR、SCR工艺。
2019年，三台锅炉先后完成超低排放改造，石灰石和尿素消耗有所降低，为了进一步巩固和降低其消耗量，动力部从原料及检修质量管控、优化运行及调整等方面，提高脱硫脱硝系统运行的经济性。
1.运行情况三套脱硫脱硝设施设计干烟气处理量为320000立方每小时，设计年运行时间为8000小时。
3、降本增效具体措施3.1 强化入厂石灰石的质量管理。
2020年，动力部严格执行“石灰石罐车即到即卸，卸车期间随机取样，然后依据化验分析数据进行考核”制度的前两项，并及时将石灰石的质量情况反馈给上级管理部门。
2020年9月，入厂石灰石粗粉及细粉的碳酸钙含量全部不合格，且粗粉粒径（≤0.125mm）50%不合格。
动力部及时向上反映，并建议增加分析频次和考核力度。
在此次反映后，入厂石灰石的质量有了很大改进，据10至12月LIMS系统数据显示碳酸钙含量及粒径指标合格率明显提升，分别为50%、100%。
3.2 优化脱硫脱硝系统的操作。
三台CFB超低排放改造项目于2019年底全部完成投用，经过一段时间的调整和摸索，重点研究锅炉二氧化硫与氮氧化物生成的制约关系[1]、尾部氮氧化物控制与SCR尿素投入量的限值控制措施、吸收塔入口二氧化物限值控制与湿法脱硫控制关系。
对脱硫脱硝系统操作优化如下：①烟气脱硫原则上以炉外石灰石-石膏湿法脱硫为主，炉内石灰石干法脱硫为辅，严格控制净烟气二氧化硫指标达标排放。
当吸收塔入口二氧化硫小于1300mg/m3时，湿法脱硫基本满足烟气达标排放。
燃煤电厂烟气超低排放改造及运行优化
燃煤电厂烟气超低排放改造及运行优化摘要：燃煤电厂过去粗放式的管理和发展方式逐渐被摒弃，取而代之的是更加集约化，标准化的生产方式，因而燃煤电厂的脱硫系统改造成为企业越发关注的问题。
全国各地都在不断发展火力发电厂的超低，零排放转化。
由于超低转化的发展，火力发电厂的排放限值越来越低。
不同地区的煤种特征不同。
发电厂中使用的实际煤炭与优质煤炭之间存在很大差异。
它在节约能源消耗和环境绩效方面是否适应相关的超低现代化技术。
关键词：燃煤电厂；烟气超低排放；改造，运行优化前言：环境污染一直以来都是我国所面临的巨大环境问题之一，对生态对生活都生产不可逆的负面影响，是急需解决和控制的主要污染之一。
煤是我国的主体能源，使用量极大，也是造成空气污染的主要对象，对煤燃烧排放进行严格管控，能够有效的减轻空气污染程度，有效的促进绿色环保进程的推进。
1、我国燃煤电厂烟气超低排放技术现状现在世界发展的主题：节能与环保，是当人们意识到环境问题的重要性后，社会发展的必然选择和最终趋势。
在大力发展电能的同时兼顾污染物控制技术和超低排放技术，既是对周围住户的负责也是对社会对自然的负责。
随着我国生产结构的进一步转变，能源结构的进一步调整，节能减排政策的提出也是顺应了历史潮流和发展趋势，在政策的指导下，我国的燃煤电厂也纷纷开展烟气超低排放技术的研究和开发。
在燃煤电厂烟气超低排放技术的发展过程中，超低排放技术在火电厂中全面实施。
传统的技术劣势势必会导致污染物的排放受到影响。
一方面，燃煤电厂的生产效率低下，这就使得在满足同样用户需求的条件下需要更多的燃煤资源投入，从而引起了更多杂质的侵入，这就造成了污染物排放控制更加困难，也对污染物排放控制技术要求更高。
我国在进入了产业结构转变和能源结构调整的新政策后，需要所有的相关技术人员更加深入的研究燃煤电厂烟气超低排放技术，控制污染物的排放，实现废物循环利用，并提高能源利用率，提高工作效率，保护环境，承担起更多的社会责任。
2号炉脱硝系统优化调整措施
2号炉脱硝系统优化措施为防止2号炉脱硝系统喷氨量偏大、氨逃逸偏高，导致布袋除尘器差压高影响机组带负荷能力及机组安全性，采取应对措施如下：（一）优化燃烧调整，降低脱硝入口NOx含量1.在保持锅炉燃烧稳定和不结焦的情况下，适当降低运行燃烧器二次风量，增加燃烬风量，保持锅炉氧量不变。
尽量降低SCR入口NOx浓度在300mg/Nm3以下。
2.在正常运行时，运行燃烧器的燃料风门控制在20%-40%，相邻辅助风门控制在20%-45%，但最上层与最下层辅助风门开度不低于40%；停运的制粉系统对应燃烧器相邻辅助风门控制在15%，燃料风门开至10%，冷却燃烧器喷口。
3.在保证运行磨煤机出力的情况下，尽量减少一次风量，降低煤粉燃烧初期的空气量，限制NOx形成。
4.锅炉应急减负荷时，应控制减负荷幅度，尽量保持在不需要投入等离子进行稳燃的负荷以上运行。
若必须投入等离子进行稳燃时，应及时调整好燃烧，在燃烧稳定后尽早退出等离子运行。
5.锅炉低负荷运行时，应通过抬高燃烧器摆角，来提高炉膛火焰中心位置，同时投入脱硝宽负荷烟气旁路，尽量提高脱硝入口烟气温度，保持催化剂活性。
同时避免因脱硝SCR入口烟温低，引起脱硝SCR系统退出运行的事件发生。
6.若给煤机发生断煤或给煤机煤量异常需紧急停运给煤机时，应根据磨煤机出口温度变化情况及时减少一次风量，避免因一次风量过大，燃烧区氧量增加过多，造成脱硝SCR入口NOx急剧上升。
7.燃烧调整控制NOx的生成,应遵循的原则：a.降低燃烧区域的平均温度和峰值温度。
b.减少燃料周围的氧浓度。
c.尽量延长燃料在低氧环境下燃烧的时间。
8.运行中要注意脱硝SCR系统各参数变化情况，发现有表计指示不准时，及时联系检修人员处理，尤其是脱硝SCR入口烟温、NOx含量、氧量等重要表计。
9.当机组增、减负荷或需要调整燃料量、风量时，应缓慢进行调整，防止SCR入口NOx大幅波动。
（二）按工作任务分解表对脱硝设施设备进行检查用机组停备机会，脱硝设施按工作任务分解表（详见附表）进行全面检查，发现问题及时优化整改，以减少喷氨量、降低氨逃逸率。
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某电厂脱硝超低排放后制粉系统的运行优化
摘要：脱硝超低排放后，喷氨量增加，硫酸铵盐的生成量增加，导致空气预热器积灰堵塞可能性增大。
通过对制粉系统的运行优化，降低脱硝入口NOx，减少喷氨量，减少了预热器堵塞的几率。
同时，由于制粉系统的优化，解决了备用制粉系统粉仓温度高、给粉机出粉不均的问题，降低了制粉电耗，提高了机组的安全性。
关键词：制粉系统；给粉机；低氮燃烧器；脱硝入口NOx；喷氨量；粉温；制粉电耗
1.概述
该机组制粉系统为中间储仓式乏气送粉制粉系统，每台机组配备四套制粉系统，每套制粉系统配备一台350/700钢球磨煤机、一台离心式排粉机、六台给粉机，燃用煤种为烟煤（无灰干燥基挥发分不低于35%）。
燃烧器为直流式、四角布置、切圆燃烧，燃烧器分上、下两组，每组下层为油燃烧器喷口，其上依次为二次风口、一次风口，每角共有6个一次风口，8个二次风口。
该机组于2012年10月进行低氮燃烧器改造，同步进行甲乙丙排粉机电机变频改造。
2014年7月进行脱硝改造，以液氨为还原剂。
2015年11月进行脱硝超低排放改造，催化剂由两层增加至三层，脱硝入口NOx设计值为450mg/Nm3，出口设计值为
50mg/Nm3，设计喷氨量为182kg/h。
2.制粉系统运行优化必要性
2.1脱硝超低排放后，三氧化硫转化率升高，喷氨量增加，氨逃逸量增加，硫酸铵盐的生成量相应增加，加剧了预热器的堵塞风险。
2.2制粉系统正常运行方式为甲乙丙或甲乙丁，丙或丁制粉系统交替备用。
当甲乙丁制粉系统运行时，由于丙组燃烧器周界风（不可调）和二次风门全关后的漏风原因，脱硝入口NOx正常维持在400mg/Nm3～500mg/Nm3范围内，脱硝喷氨量经常超过额定值，氨气消耗量偏大。
而甲乙丙制粉系统运行时，脱硝入口NOx正常维持在300mg/Nm3～400mg/Nm3范围内，喷氨量一般在100kg/h左右。
2.3通常，为保证制粉系统的良好备用，丙丁制粉系统每两天进行一次切换，并随机组负荷的变化进行启、停。
由于粉仓本身结构方面存在的缺陷、漏风原因及运行操作方面原因，粉仓内的煤粉与空气中的氧长期接触而氧化时，使粉温度升高，易出现粉温偏高的情况，丙丁粉仓粉温经常超过80℃。
为了保证机组安全，经常启动四套制粉系统降粉温，导致排烟温度、脱硝入口NOx、喷氨量大幅升高，严重时造成NOx排放小时均值超标；降粉温时，由于粉仓粉温长期偏高，给粉机频繁出粉不均、卡涩，造成炉膛压力、汽温、汽压大幅变化，严重影响机组的安全运行。
2.4由于丁排粉机没有进行变频改造，排粉机电流比丙排粉机电流高20A左右。
2.5燃烧器布置方式自下而上为甲乙丙丁制粉系统，甲乙组燃烧器在下层，丙丁组燃烧器在上层。
当甲乙丁制粉系统运行时，如出现甲排粉机或乙排粉机故障跳闸时，燃烧器隔层运行，容易造成锅炉燃烧不稳。
2.6甲、乙（丙、丁）粉仓为一个大仓，粉位高粉仓能向粉位低的粉仓塌粉，为丁制粉系统长期备用提供了有利的条件。
3.制粉系统运行的优化方案
制粉系统运行优化的目的就是为了解决脱硝入口NOx偏高及喷氨量大的问题，解决备用制粉系统粉仓粉温偏高、给粉机频繁卡涩问题，降低机组制粉系统耗电率。
3.1制粉系统运行方式确定
（1）确定制粉系统正常运行方式为甲、乙、丙制粉系统运行，丁制粉系统长期备用。
为保证丁组给粉机处于良好备用状态及丁粉仓粉温在规定范围内，每两天进行一次烧粉工作，每次将粉仓粉位降至0.5m～1m范围内。
（2）为保证丁制粉系统良好备用，要求每月11日、26日8:00至14:00班次进行丁制粉系统切换工作。
要求磨煤机运行时间大于6个小时后可根据机组负荷情况切回原运行制粉系统（确认系统良好备用），停丁磨前烧空丁原煤仓（防止煤结块及自然）。
（3）当备用制粉系统粉仓粉温高时，本班次必须启动排粉机降粉温，以保证制粉系统安
全运行。
3.2制定降低脱硝入口NOx的措施
（1）保持运行磨煤机的最大出力运行，丙粉仓粉位高时及时用临炉输粉机将粉输至本炉
或临炉粉位低的粉仓或及时停磨。
给粉机在较高转速下（500～600 r/min）运行，根据机组
负荷变化及时投停上层给粉机。
（2）按照低氮燃烧器配风原则及时开关及调整各燃尽风门及二次风门，保持机组设计氧
量运行等等。
（3）制粉系统启、停、切换及运行过程中应控制运行给粉机的台数、保持较高给粉机转
速以确保脱硝入口NOx基本稳定。
专人监视脱硝系统各参数变化，及时调整喷氨调门设定值，控制脱硝出口NOx稳定、脱硫NOx不超标，必要时将喷氨调门切为手动调节。
3.3丁粉仓烧粉的原则
（1）煤质较好，机组负荷大于235MW，或锅炉主控指令在46%左右时：停用丙磨煤机，适当关闭丙组一次风插板门，适当减少丙组给粉机投运台数及转速，启动丁排粉机运行投用
丁组6台给粉机或四台给粉机运行（四台给粉机运行时及时切换给粉机）进行烧粉工作，保
持丁组给粉机下粉正常。
如机组负荷继续降低，可根据情况停用丙制粉系统，待烧粉结束后
再启动丙制粉系统。
（2）煤质较差，或机组负荷较高（大于250MW），或锅炉主控指令在50%以上时：可
启动丁排粉机运行投用丁组6台给粉机运行或四台给粉机运行（四台给粉机运行时及时切换
给粉机）进行烧粉工作，此时可适当降低丙组给粉机转速，保持丁组给粉机下粉正常。
（3）烧粉时必须保持甲组给粉机转速500r/min以上，以防止丁组给粉机出粉不均造成
锅炉燃烧不稳现象的发生。
3.4保证丁粉仓烧粉后接带负荷能力的要求
为保证丁粉仓烧粉后有一定粉位以达到备用条件，要求如下：
（1）下次因丙粉仓粉位高停丙磨煤机烧丙粉仓前必须保持丙粉仓粉位3.5m以上且维持
1小时，目的是向丁粉仓塌粉使丁粉仓有一定的粉位。
（2）或用临炉输粉机将丁粉仓粉位输至2.0m以上。
（3）煤质较差，或机组投AGC O模式、机组负荷较高（大于300MW），锅炉主控指令
大于59%以上时，停用丁排粉机前必须启动丁磨煤机制粉至2.0m以上。
这种情况下要求：
控制甲乙粉仓交接班粉位不低于3.5m，丙粉仓交接班粉位不低于3.0 m。
由于本厂同类型机组存在相同的问题，制粉系统运行优化方案在#1～4机组同时推行。
4、制粉系统运行优化后的效果
4.1脱硝运行方面的效果
通过制粉系统运行优化，降低了脱硝入口NOx，减少了氨耗量，保证了NOx达标排放，
#1机组脱硝超低排放后预热器压差无明显变化。
优化前后NOx与氨耗量对比见表1。
由上表看出，制粉系统运行优化后：
（1）2016年4月至7月，制粉单耗较2016年3月制粉单耗降低1.3 kW.h/t煤，4月1
日至7月31日，#1～4机组燃用83.815万吨煤，以此计算，仅2016年4个月就节约厂用电108.9595万kW.h。
（2）2016年4月1日至7月31日制粉系统耗电率较3月份降低0.07%。
4.3机组安全运行得到了保障
（1）粉仓温度得到了有效的控制，给粉机几乎没有因粉温高出现卡涩、出粉不均等情况，机组带负荷能力大大增强。
（2）给粉机出粉情况几乎不受粉仓粉位的限制，即便是在0.5m以下的粉位也不影响机
组带负荷。
（3）由于给粉机出粉良好，制粉系统切换过程大大缩短，使粉仓烧粉降粉温工作进行顺利。
（4）由于给粉机出粉均匀，锅炉的燃烧状况明显改善，蒸汽参数、炉膛压力稳定。
5结束语
通过对制粉系统的运行优化，降低了氨耗量、制粉电耗率，解决了备用制粉系统粉仓粉温高、给粉机出粉不均的问题，预热器差压半年内无明显变化，保证了机组安全、环保、经济运行。
参考文献
[1] 《300MW级锅炉运行导则》。
[2] 《火力发电企业运行规范化管理导则》。
作者简介：
李建星（1975-）男，本科，工程师，主要从事燃煤电厂运行技术管理工作，
高培利（1973-）男，本科，工程师，主要从事电站锅炉运行技术管理工作，。