660兆瓦機組在不改造情況下達到全負荷投運脫硝系統的措施

華能延安發電有限公司 王小濤 華能陜西秦嶺發電有限公司 鄧北平

1 引言

華能陜西秦嶺發電有限公司#7、8機組脫硝系統采用選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝技術，催化劑布置在省煤器與空預器之間。該技術要求催化劑處煙溫必須在300～420℃范圍內才能噴入氨氣進行化學反應，若催化劑處煙溫＜300℃，脫硝率很低，噴入的氨氣會在預熱器處形成氨鹽積存；若催化劑處煙溫＞420℃，脫硝率降低且催化劑有燒結風險。

在機組啟動中過程中，由于初期鍋爐燃料量小，爐內溫度低，在負荷達到270兆瓦以前，SCR催化劑處煙溫低于300℃，按照規程不能投入脫硝系統運行，造成每次機組啟動會有4小時左右凈煙NOx值不達標情況發生。另外隨著電力市場不斷發展和擴大，對火電機組的調峰深度要求越來越高，在機組負荷低至某個階段時，催化劑處的煙溫就成為機組調峰工作的瓶頸。

雖然秦嶺電廠#7、8機組啟動中因為客觀原因不能全程投入脫銷系統保證凈煙NOx值一直合格，而且全國同類技術廠家大都存在此情況，但是隨著環保形式的日趨重要和深入人心，秦嶺發電有限公司領導一直對此非常重視，積極組織調研、多次組織分析、研究，最終確定在不進行設備改造的情況下，進行#7、8機組全負荷投運脫硝試驗。

2 在不改造情況下達到全負荷投運脫硝系統的可行性研究

秦嶺電廠自2016年超凈排放改造后，環保參數一直執行超凈排放標準：NOx＜50毫克/標準立方米。正常運行中環保平穩，沒有出現超標現象。但是在每次啟動機組過程中，由于前期爐膛溫度低，脫硝系統催化劑處的煙溫不能達到化學反應溫度（＞300℃），導致在機組負荷小于270兆瓦以前不能投入脫硝系統，自并網后大約4小時凈煙NOx值一直未經處理超標排放。

以上情況屬客觀情況，全國同類發電廠均存在此類問題，因此環保部門對此情況不予通報。但是由于環保問題已經深入人心，發電企業也承擔起了自身的社會責任，陸續有發電廠進行加裝煙氣加熱器、旁路煙道等設備改造達到全負荷投運脫硝的目的。

秦嶺電廠也特別重視機組啟動中凈煙NOx值超標排放和如何保證下一步繼續深度調峰凈煙NOx值的控制問題，組織進行了多次討論，形成以下意見：

秦嶺電廠#7、8鍋爐為DG2141/25.4-Ⅱ6型，再熱汽溫主要通過尾部煙道煙氣擋板進行調整，煙氣調節擋板布置在低溫再熱器和省煤器后，用來改變通過低溫再熱器和省煤器的煙氣量達到調節再熱蒸汽溫度的目的，穿過煙氣擋板后的煙氣進入脫硝裝置。由于省煤器內工質為低溫度給水，冷卻能力強，低溫再熱器內工質相對溫度高的蒸汽，冷卻能力弱，因此可通過控制兩側煙氣通流量來達到提升煙氣溫度的目的。

可提前投入輔汽至除氧器加熱，控制鍋爐給水溫度在80～90℃，使得給水在省煤器處吸熱能力減弱，達到提升煙氣溫度的效果。

由于超低改造中熱解尿素的熱風加熱裝置由電加熱器改造為煙氣加熱器，因此在啟動中尿素熱解風也不能達到熱解溫度。但是由于改造后保留了電加熱器，因此在啟動中可保持電加熱器與煙氣換熱器串聯的方式保證熱解尿素的熱風達到要求。

基于以上意見最終確定先在不進行設備改造的情況下進行全負荷投運脫硝系統試驗。

3 試驗情況

3.1 機組啟動和停運過程試驗

3.1.1. 目標

實現機組并網前投入脫硝系統，使得凈煙NOx值從機組并網開始一直達標。

3.1.2. 技術措施

（1）鍋爐上水期間，及時投入輔汽至除氧器加熱，控制鍋爐給水溫度在80～90℃。

（2）鍋爐點火后，及時投運#2高加，#2高加疏水倒為緊急疏水。

（3）鍋爐點火前，通知熱工強制煙氣擋板關限位20%邏輯，手動開啟再熱器煙氣擋板至100%開度，關閉省煤器側煙氣擋板至0%。

（4）機組啟動過程中，嚴格按照鍋爐升溫升壓曲線控制溫升速率。

（5）再熱汽溫達到沖轉參數后，及時投用再熱器減溫水，調節再熱汽溫滿足汽機沖轉要求。再熱器減溫水投用時，要加強高溫再熱器入口溫度的監視，及時調整減溫水流量，必須保證減溫器后的蒸汽過熱度不得低于20℃，防止高溫再熱器進水。再熱器減溫水流量偏大時，關小再熱器煙氣擋板，保證再熱器減溫水流量≤45噸/小時。

（6）啟動過程中加強脫硝催化劑入口煙氣溫度的監視，按要求控制煙溫變化率。（見圖一）

控制溫度變化率表（圖一）

（7）注意脫硝裝置進、出口煙氣溫度變化情況，控制催化劑入口煙溫小于400℃。

（8）再熱器煙氣擋板全開時，加強低溫再熱器管壁金屬溫度監視，發現低溫再熱器管壁金屬溫度超溫，其它方法調整無效時，可適當小幅調整再熱器煙氣擋板，盡量保證再熱器煙氣擋板開度不小于85%，同時加強脫硝反應器入口煙氣溫度監視。再熱器管壁金屬溫度下降后應及時開啟再熱器煙氣擋板，禁止大幅操作再熱器煙氣擋板。

（9）鍋爐點火后，采用煙氣換熱器與電加熱器串聯運行的方式。一次風機啟動時即建立脫硝系統熱風通道，保持煙氣換熱器運行，熱解爐逐漸升溫。在汽機沖轉期間投入電加熱器，保證在沖轉結束后熱解爐出口溫度＞300℃。

（10）機組并網前，確定催化劑前煙溫＞300℃，脫硝熱解系統具備投運條件，投入脫硝系統，保證并網后凈煙NOx值合格。

3.1.3 試驗結果

2017年5月13日在#8機組啟動中運行部依照上述技術措施進行操作，#8機組13日9∶00并網，SCR反應器入口煙溫在4∶00左右已經＞300℃，8∶30投入脫硝系統，保證了凈煙NOx值在并網后即低于50，毫克/標準立方米。試驗達到預期目的。（見圖2）

2017年6月17日在#7機組啟動中按照以上操作，也保證了凈煙NOx值在機組并網后即達標。

圖2 試驗結果

3.2 機組深度調峰過程試驗

目前#7、8機組調峰深度為264兆瓦、帶27.27%負荷，SCR反應器處煙溫基本維持在330℃以上，脫硝系統的正常投入不存在問題。

4 總結

經過兩次啟動，均能達到機組并網前投運脫硝系統，保證并網后凈煙氣NOx值即達標的目的，而且試驗過程中鍋爐燃燒穩定、參數正常、受熱面壁溫正常，唯一的負面影響是再熱器噴水需提前使用，短時間內影響機組效率，但影響很小。所以該措施切實可行，在以后的機組啟動中可以持續使用。