基于零改造的全負(fù)荷脫硝投入應(yīng)用實踐

孫偉鵬， 陳韶華, 江 永, 馮庭有, 尤 亮, 朱晨亮

(華能海門電廠， 廣東汕頭 515132)

隨著我國煙氣污染物治理政策的推進實施，火電機組全負(fù)荷脫硝運行勢在必行。全負(fù)荷脫硝運行面臨的主要問題是在機組的啟動階段，鍋爐燃燒強度低，煙氣流量少且溫度較低，常規(guī)選擇性催化還原(SCR)脫硝催化劑由于受溫度限制難以適用(催化劑適用煙氣溫度為300～420 ℃)，且偏離這個溫度區(qū)間脫硝效率下降也較大[1]。目前解決的辦法：一是通過改造鍋爐熱力系統(tǒng)或煙氣系統(tǒng)提高低負(fù)荷階段SCR反應(yīng)器入口溫度；二是采用寬溫催化劑，提高催化劑低溫活性。筆者分析了某電廠1 036 MW機組采用提高煙氣溫度適應(yīng)催化劑的技術(shù)，在未進行設(shè)備改造、用常規(guī)高溫催化劑的情況下，順利實現(xiàn)了機組全負(fù)荷脫硝投入運行。

1 機組全負(fù)荷投入脫硝技術(shù)分析與實施

該電廠鍋爐為高效超超臨界參數(shù)變壓直流爐、對沖燃燒方式、固態(tài)排渣、采用單爐膛、一次中間再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)П形鍋爐，啟動點火采用等離子煤粉裝置，脫硝系統(tǒng)采取SCR法來達到去除煙氣中NOx的目的。SCR反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器與空氣預(yù)熱器之間，為高溫高塵布置，催化劑采用蜂窩式催化劑，運行溫度為300～420 ℃。該電廠目前執(zhí)行環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)為NOx排放質(zhì)量濃度為50 mg/m3。一級大旁路、爐水循環(huán)泵、鍋爐尾部雙煙道的設(shè)備結(jié)構(gòu)是實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝運行必要條件，目前通過運行優(yōu)化調(diào)整可以實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝環(huán)保運行[2]。

1.1 正常調(diào)峰(變負(fù)荷)運行過程

該電廠機組負(fù)荷調(diào)峰區(qū)間為400～1 036 MW，節(jié)假日極端調(diào)峰到330 MW，運行過程中脫硝入口煙溫均大于300 ℃，滿足脫硝正常投運工況。

1.2 機組啟動過程

鍋爐啟動點火階段，常規(guī)釩基脫硝催化劑活性溫度窗口較窄，煙溫低于窗口溫度時脫硝效率迅速下降，甚至容易造成NH3逃逸大幅增加，影響下游設(shè)備的安全運行。因此，需要在點火后盡快提高脫硝催化劑溫度到300 ℃滿足脫硝安全投運[3]。

1.2.1 利用高壓缸預(yù)暖提高汽輪機本體及再熱器系統(tǒng)初始溫度

通過投入預(yù)暖(預(yù)暖期間保持鍋爐封爐狀態(tài)減少熱量散發(fā))，使汽輪機高壓缸、鍋爐再熱器系統(tǒng)、機爐間的再熱器管道預(yù)熱到150 ℃以上，再熱汽溫比不投預(yù)暖時提高了100 K左右，避免沖轉(zhuǎn)、低負(fù)荷脫硝煙溫的下降幅度，也降低了點火后再熱汽溫的升溫速率，避免蒸汽帶水，也有利于脫硝入口煙溫的提升，可提前脫硝投運30 min左右。

1.2.2 再熱器煙氣擋板偏向再熱器側(cè)運行

鍋爐尾部為雙煙道結(jié)構(gòu)，中間有中隔墻。通過在啟動點火后將再熱器煙氣調(diào)節(jié)擋板偏向再熱器側(cè)80%以上開度，鍋爐絕大部分煙氣量通過后豎井低溫再熱器管屏區(qū)域，減少與省煤器中低溫給水進行換熱。由于一級大旁路設(shè)計，再熱器中無蒸汽通過，所以對煙氣溫度的影響最小。準(zhǔn)備工作如下：

(1) 利用停爐檢修機會，檢查再熱器煙氣擋板的葉片動作的同步性和一致性。

(2) 調(diào)小煙氣擋板最小開度，由20%調(diào)到5%。

機組點火后，鍋爐出口煙溫快速升高，各管屏及脫硝催化劑也在不斷加熱升溫中(脫硝催化劑的升溫速度約為1 K/min)，點火60 min后，再熱器側(cè)煙溫上升速率明顯高于省煤器側(cè)，兩側(cè)煙溫偏差可達100 K，脫硝反應(yīng)器入口煙氣溫度可升高到300 ℃以上。

1.2.3 確保爐水循環(huán)泵的正常運行，間接提高給水溫度

提高鍋爐給水溫度，減少省煤器與鍋爐煙溫差，減少煙氣換熱量，有利于提高鍋爐本體溫度及提高催化劑本體溫度，使脫硝反應(yīng)器入口煙氣溫度更快滿足噴氨條件。在鍋爐上水時采取如下措施盡量提高給水溫度：(1)鍋爐上水期間，及時投入輔汽至除氧器加熱，提高除氧器出口水溫；(2)汽輪機沖轉(zhuǎn)后立即投運高壓加熱器汽側(cè)；(3)通過爐水循環(huán)泵(BCP泵)的正常運行，控制鍋爐啟動給水流量在780～850 t/h,保持爐水循環(huán)泵最大出力約700 t/h，鍋爐上水流量減少到5%額定流量以下[4]。

在鍋爐點火后，爐水通過BCP泵不斷在水冷壁中吸收熱量并與給水泵來的少量給水混合達到提高進入省煤器給水的溫度，以1 K/min的速率上升到230 ℃以上，從而使從省煤器側(cè)經(jīng)過的少量煙氣不至于影響脫硝煙溫。

1.2.4 低負(fù)荷脫硝煙溫條件控制

機組沖轉(zhuǎn)后，受高壓缸本體溫度較低、蒸汽做功等影響，排汽溫度在170 ℃左右，會造成低溫再熱器出口煙溫有明顯降低過程，特別是汽輪機在3 000 r/min時到低負(fù)荷暖機階段，會造成不具備脫硝投運條件。采取如下措施可避免上述情況發(fā)生：(1)盡量投運高壓缸預(yù)暖，提高汽缸本體及再熱器系統(tǒng)溫度；(2)確保再熱器系統(tǒng)疏水充分，避免積水影響煙溫及機組安全；(3)投運1、2號高壓加熱器，減少進入再熱器系統(tǒng)熱量；(4)延長暖機時間30 min以上；(5)并網(wǎng)前啟動第二臺制粉系統(tǒng)運行，加大燃料投入，一般需增加30 t/h燃料以上；(6)降低總風(fēng)量小于1 200 t/h，控制凈煙氣含氧體積分?jǐn)?shù)在10%以下，避免NOx超限；(7)根據(jù)脫硝入口煙氣溫度趨勢調(diào)整加負(fù)荷速率；(8)根據(jù)汽輪機暖機曲線盡快提高主、再熱器汽溫到520 ℃以上。

機組啟動時脫硝全投入各運行參數(shù)變化趨勢見圖1，機組啟動時脫硝投入或未投入運行參數(shù)對比見表1。

圖1 機組啟動過程脫硝全投入?yún)?shù)變化趨勢

1.3 機組停運過程

停機過程主要為保持煙氣擋板偏向再熱器側(cè)，結(jié)合再熱器減溫水控制使用，不進行主再熱汽溫<480 ℃的深度滑參數(shù)停機，可以保持脫硝具備噴氨投運條件。

2 全負(fù)荷投入脫硝技術(shù)注意事項

2.1 防止鍋爐尾部煙道二次燃燒

鍋爐冷態(tài)啟動采用等離子時煤粉燃盡差，飛灰可燃物質(zhì)量分?jǐn)?shù)在6%左右。為滿足全負(fù)荷脫硝，提前大幅提高尾部區(qū)域煙氣溫度，存在較大的二次燃燒風(fēng)險，必須嚴(yán)控脫硝入口煙溫、出口煙溫在350 ℃以下。

2.2 再熱汽溫的監(jiān)視和調(diào)整

為確保脫硝投運煙氣溫度，由于煙氣擋板偏向再熱器側(cè)，必然造成低溫再熱器溫升過大，造成主再熱汽溫不匹配，甚至不滿足汽輪機暖機要求。再熱汽溫的控制必須投用再熱器減溫水。由于低負(fù)荷時蒸汽流量低、減溫水水溫低，對再熱汽溫影響較大，投用減溫水必須保證減溫器后的蒸汽過熱度不得低于20 K且再熱汽溫高于主蒸汽溫度，在脫硝煙氣許可時應(yīng)適當(dāng)調(diào)整煤水比和再熱器煙氣擋板，降低減溫水量。

2.3 脫硝催化劑煙溫監(jiān)視及噴氨控制

脫硝裝置催化劑溫度變化過快，可能導(dǎo)致催化劑的機械破壞。煙氣溫度過高，會導(dǎo)致脫硝裝置催化劑燒損，影響催化劑強度和性能；煙溫過低，會降低反應(yīng)速度，并會生成硫酸氫氨堵塞催化劑內(nèi)部微孔，降低催化劑性能。表2為脫硝催化劑入口煙溫和煙氣的升溫速率的控制要求。

表2 脫硝催化劑入口煙溫和煙氣的升溫速率的要求

在全負(fù)荷脫硝投入時，還必須監(jiān)控脫硝催化劑本體實際溫度是否滿足噴氨條件。脫硝入口溫度達到并不等于可以噴氨，必須催化劑本體溫度達到才能有較好的脫硝效果。一般脫硝出口煙溫達到280 ℃以上才具備噴氨投運條件，否則會造成氨逃逸超標(biāo)、尾部煙道堵塞等后果。

2.4 存在問題及建議

(1) 取省煤器出口給水作為減溫水，減少減溫水與再熱汽溫之間的偏差(減溫水溫度由180 ℃提升到340 ℃，溫差由350 K降到150 K)，有利于汽溫控制，降低熱沖擊，提高再熱減溫器設(shè)備壽命。

(2) 燃燒器擋板嚴(yán)密性不夠，建議調(diào)整減少漏風(fēng)。

(3) 加大汽輪機側(cè)再熱器疏水系統(tǒng)能力，可考慮將鍋爐再熱器疏水系統(tǒng)完全引到真空系統(tǒng)。

(4) 當(dāng)前A磨煤機等離子暖風(fēng)器出力不足，熱風(fēng)溫度只有160 ℃，干燥出力不足，冷爐啟動時A磨煤機出口溫度經(jīng)常在50 ℃左右，影響燃燒及安全。建議等離子暖風(fēng)器增容。

(5) 全負(fù)荷脫硝下難以深度滑參數(shù)停機，可考慮配備一套移動式汽輪機冷卻裝置作為備用。

3 結(jié)語

該電廠選擇了適合自身設(shè)備特點的提高煙氣溫度適應(yīng)催化劑的技術(shù)路線，通過分析機組設(shè)備狀況，優(yōu)化機組啟機控制策略，在未進行設(shè)備改造投入時采用常規(guī)高溫催化劑的情況下，順利實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝運行。基于零改造實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝投入運行，對同類型電廠具有很好的借鑒意義。

參考文獻：

[1] 黃文靜, 戴蘇峰, 艾春美, 等. 電站燃煤鍋爐全負(fù)荷SCR脫硝控制技術(shù)探討[J]. 節(jié)能技術(shù), 2015, 33(2): 189-192.

[2] 蘇暉. 全負(fù)荷SCR脫硝技術(shù)分析及研究[J]. 科技視界, 2015(2): 316-317.

[3] 高偉, 宋寶軍. 1 000 MW超超臨界鍋爐全負(fù)荷投運SCR技術(shù)方案探討[J]. 鍋爐制造, 2015(1): 37-39, 45.

[4] 鄭博文. 脫銷系統(tǒng)運行與防止空預(yù)器堵塞[J]. 科技與創(chuàng)新, 2014(14): 22-23.