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(jìn)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(jìn)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(dá)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(jìn)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(dá)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(dá)到提高進(jìn)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(jìn)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(jìn)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(dá)到并不等于可以噴氨，必須催化劑本體溫度達(dá)到才能有較好的脫硝效果。一般脫硝出口煙溫達(dá)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(jìn)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(xiàn)：

[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.