基于零改造的全负荷脱硝投入应用实践

孙伟鹏， 陈韶华, 江 永, 冯庭有, 尤 亮, 朱晨亮

(华能海门电厂， 广东汕头 515132)

随着我国烟气污染物治理政策的推进实施，火电机组全负荷脱硝运行势在必行。全负荷脱硝运行面临的主要问题是在机组的启动阶段，锅炉燃烧强度低，烟气流量少且温度较低，常规选择性催化还原(SCR)脱硝催化剂由于受温度限制难以适用(催化剂适用烟气温度为300～420 ℃)，且偏离这个温度区间脱硝效率下降也较大[1]。目前解决的办法：一是通过改造锅炉热力系统或烟气系统提高低负荷阶段SCR反应器入口温度；二是采用宽温催化剂，提高催化剂低温活性。笔者分析了某电厂1 036 MW机组采用提高烟气温度适应催化剂的技术，在未进行设备改造、用常规高温催化剂的情况下，顺利实现了机组全负荷脱硝投入运行。

1 机组全负荷投入脱硝技术分析与实施

该电厂锅炉为高效超超临界参数变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构П形锅炉，启动点火采用等离子煤粉装置，脱硝系统采取SCR法来达到去除烟气中NOx的目的。SCR反应器布置在锅炉省煤器与空气预热器之间，为高温高尘布置，催化剂采用蜂窝式催化剂，运行温度为300～420 ℃。该电厂目前执行环保排放标准为NOx排放质量浓度为50 mg/m3。一级大旁路、炉水循环泵、锅炉尾部双烟道的设备结构是实现全负荷脱硝运行必要条件，目前通过运行优化调整可以实现全负荷脱硝环保运行[2]。

1.1 正常调峰(变负荷)运行过程

该电厂机组负荷调峰区间为400～1 036 MW，节假日极端调峰到330 MW，运行过程中脱硝入口烟温均大于300 ℃，满足脱硝正常投运工况。

1.2 机组启动过程

锅炉启动点火阶段，常规钒基脱硝催化剂活性温度窗口较窄，烟温低于窗口温度时脱硝效率迅速下降，甚至容易造成NH3逃逸大幅增加，影响下游设备的安全运行。因此，需要在点火后尽快提高脱硝催化剂温度到300 ℃满足脱硝安全投运[3]。

1.2.1 利用高压缸预暖提高汽轮机本体及再热器系统初始温度

通过投入预暖(预暖期间保持锅炉封炉状态减少热量散发)，使汽轮机高压缸、锅炉再热器系统、机炉间的再热器管道预热到150 ℃以上，再热汽温比不投预暖时提高了100 K左右，避免冲转、低负荷脱硝烟温的下降幅度，也降低了点火后再热汽温的升温速率，避免蒸汽带水，也有利于脱硝入口烟温的提升，可提前脱硝投运30 min左右。

1.2.2 再热器烟气挡板偏向再热器侧运行

锅炉尾部为双烟道结构，中间有中隔墙。通过在启动点火后将再热器烟气调节挡板偏向再热器侧80%以上开度，锅炉绝大部分烟气量通过后竖井低温再热器管屏区域，减少与省煤器中低温给水进行换热。由于一级大旁路设计，再热器中无蒸汽通过，所以对烟气温度的影响最小。准备工作如下：

(1) 利用停炉检修机会，检查再热器烟气挡板的叶片动作的同步性和一致性。

(2) 调小烟气挡板最小开度，由20%调到5%。

机组点火后，锅炉出口烟温快速升高，各管屏及脱硝催化剂也在不断加热升温中(脱硝催化剂的升温速度约为1 K/min)，点火60 min后，再热器侧烟温上升速率明显高于省煤器侧，两侧烟温偏差可达100 K，脱硝反应器入口烟气温度可升高到300 ℃以上。

1.2.3 确保炉水循环泵的正常运行，间接提高给水温度

提高锅炉给水温度，减少省煤器与锅炉烟温差，减少烟气换热量，有利于提高锅炉本体温度及提高催化剂本体温度，使脱硝反应器入口烟气温度更快满足喷氨条件。在锅炉上水时采取如下措施尽量提高给水温度：(1)锅炉上水期间，及时投入辅汽至除氧器加热，提高除氧器出口水温；(2)汽轮机冲转后立即投运高压加热器汽侧；(3)通过炉水循环泵(BCP泵)的正常运行，控制锅炉启动给水流量在780～850 t/h,保持炉水循环泵最大出力约700 t/h，锅炉上水流量减少到5%额定流量以下[4]。

在锅炉点火后，炉水通过BCP泵不断在水冷壁中吸收热量并与给水泵来的少量给水混合达到提高进入省煤器给水的温度，以1 K/min的速率上升到230 ℃以上，从而使从省煤器侧经过的少量烟气不至于影响脱硝烟温。

1.2.4 低负荷脱硝烟温条件控制

机组冲转后，受高压缸本体温度较低、蒸汽做功等影响，排汽温度在170 ℃左右，会造成低温再热器出口烟温有明显降低过程，特别是汽轮机在3 000 r/min时到低负荷暖机阶段，会造成不具备脱硝投运条件。采取如下措施可避免上述情况发生：(1)尽量投运高压缸预暖，提高汽缸本体及再热器系统温度；(2)确保再热器系统疏水充分，避免积水影响烟温及机组安全；(3)投运1、2号高压加热器，减少进入再热器系统热量；(4)延长暖机时间30 min以上；(5)并网前启动第二台制粉系统运行，加大燃料投入，一般需增加30 t/h燃料以上；(6)降低总风量小于1 200 t/h，控制净烟气含氧体积分数在10%以下，避免NOx超限；(7)根据脱硝入口烟气温度趋势调整加负荷速率；(8)根据汽轮机暖机曲线尽快提高主、再热器汽温到520 ℃以上。

机组启动时脱硝全投入各运行参数变化趋势见图1，机组启动时脱硝投入或未投入运行参数对比见表1。

图1 机组启动过程脱硝全投入参数变化趋势

1.3 机组停运过程

停机过程主要为保持烟气挡板偏向再热器侧，结合再热器减温水控制使用，不进行主再热汽温<480 ℃的深度滑参数停机，可以保持脱硝具备喷氨投运条件。

2 全负荷投入脱硝技术注意事项

2.1 防止锅炉尾部烟道二次燃烧

锅炉冷态启动采用等离子时煤粉燃尽差，飞灰可燃物质量分数在6%左右。为满足全负荷脱硝，提前大幅提高尾部区域烟气温度，存在较大的二次燃烧风险，必须严控脱硝入口烟温、出口烟温在350 ℃以下。

2.2 再热汽温的监视和调整

为确保脱硝投运烟气温度，由于烟气挡板偏向再热器侧，必然造成低温再热器温升过大，造成主再热汽温不匹配，甚至不满足汽轮机暖机要求。再热汽温的控制必须投用再热器减温水。由于低负荷时蒸汽流量低、减温水水温低，对再热汽温影响较大，投用减温水必须保证减温器后的蒸汽过热度不得低于20 K且再热汽温高于主蒸汽温度，在脱硝烟气许可时应适当调整煤水比和再热器烟气挡板，降低减温水量。

2.3 脱硝催化剂烟温监视及喷氨控制

脱硝装置催化剂温度变化过快，可能导致催化剂的机械破坏。烟气温度过高，会导致脱硝装置催化剂烧损，影响催化剂强度和性能；烟温过低，会降低反应速度，并会生成硫酸氢氨堵塞催化剂内部微孔，降低催化剂性能。表2为脱硝催化剂入口烟温和烟气的升温速率的控制要求。

表2 脱硝催化剂入口烟温和烟气的升温速率的要求

在全负荷脱硝投入时，还必须监控脱硝催化剂本体实际温度是否满足喷氨条件。脱硝入口温度达到并不等于可以喷氨，必须催化剂本体温度达到才能有较好的脱硝效果。一般脱硝出口烟温达到280 ℃以上才具备喷氨投运条件，否则会造成氨逃逸超标、尾部烟道堵塞等后果。

2.4 存在问题及建议

(1) 取省煤器出口给水作为减温水，减少减温水与再热汽温之间的偏差(减温水温度由180 ℃提升到340 ℃，温差由350 K降到150 K)，有利于汽温控制，降低热冲击，提高再热减温器设备寿命。

(2) 燃烧器挡板严密性不够，建议调整减少漏风。

(3) 加大汽轮机侧再热器疏水系统能力，可考虑将锅炉再热器疏水系统完全引到真空系统。

(4) 当前A磨煤机等离子暖风器出力不足，热风温度只有160 ℃，干燥出力不足，冷炉启动时A磨煤机出口温度经常在50 ℃左右，影响燃烧及安全。建议等离子暖风器增容。

(5) 全负荷脱硝下难以深度滑参数停机，可考虑配备一套移动式汽轮机冷却装置作为备用。

3 结语

该电厂选择了适合自身设备特点的提高烟气温度适应催化剂的技术路线，通过分析机组设备状况，优化机组启机控制策略，在未进行设备改造投入时采用常规高温催化剂的情况下，顺利实现全负荷脱硝运行。基于零改造实现全负荷脱硝投入运行，对同类型电厂具有很好的借鉴意义。

参考文献：

[1] 黄文静, 戴苏峰, 艾春美, 等. 电站燃煤锅炉全负荷SCR脱硝控制技术探讨[J]. 节能技术, 2015, 33(2): 189-192.

[2] 苏晖. 全负荷SCR脱硝技术分析及研究[J]. 科技视界, 2015(2): 316-317.

[3] 高伟, 宋宝军. 1 000 MW超超临界锅炉全负荷投运SCR技术方案探讨[J]. 锅炉制造, 2015(1): 37-39, 45.

[4] 郑博文. 脱销系统运行与防止空预器堵塞[J]. 科技与创新, 2014(14): 22-23.