馬建華，楊軼文，曹 軍，徐少峰，周篤毅

(上海上電漕涇發(fā)電有限公司，上海 201507)

1 000 MW機組啟動期間NOx控制方法探討與應用

馬建華，楊軼文，曹 軍，徐少峰，周篤毅

(上海上電漕涇發(fā)電有限公司，上海 201507)

隨著脫硝設備及技術推廣，燃煤電廠NOx控制在機組正常運行階段已完全能滿足環(huán)保部門要求，但在機組啟動階段(并網(wǎng)初期)，由于鍋爐工況限制，NOx排放會超過排放標準。介紹了在現(xiàn)有設備情況下，運用運行調(diào)節(jié)手段，降低機組啟動階段NOx排放的措施。

超超臨界機組；NOx控制；寬負荷脫硝

上海上電漕涇發(fā)電有限公司2×1 000 MW超超臨界鍋爐采用塔式直流鍋爐。煤粉燃燒器采用APBG公司引進的低NOx同軸燃燒系統(tǒng)(LNTFSTM)。脫硝部分采用選擇性催化還原技術(Selective Catalytic Reduction , 簡稱SCR)，SCR催化劑由之前三層板式改為現(xiàn)在的二層蜂窩式。1、2號機組分別在2015年的1B02等級檢修期間和2014年的2B02等級檢修期間進行了“超低排放”技術改造，改造之后機組正常運行中，二氧化硫、氮氧化物、粉塵排放濃度分別控制在35 mg/Nm3、50 mg/Nm3、5 mg/Nm3之內(nèi)，達到燃氣機組的排放水平，低于現(xiàn)行排放標準。伺候通過對啟動階段NOx超標原因分析，從運行調(diào)整入手，實現(xiàn)機組自并網(wǎng)起實現(xiàn)NOx“超低排放”。

1 機組啟動階段NOx排放情況及超標原因分析

1.1 NOx的產(chǎn)生機理

在煤粉燃燒的過程中，NOx的生成量特別是排放量與燃燒的溫度和燃燒區(qū)的過量空氣系數(shù)密切相關，根據(jù)形成的條件不同大致可以分為燃料型、熱力型、快速型三大類。

(1)燃料型NOx

燃料型NOx即為燃燒原料中含有的氮化合物與氧氣反應結合生成的NOx，據(jù)統(tǒng)計，燃料型NOx在NOx排放總量中所占的比例為75%以上。而影響燃料型NOx生成量的因素主要有兩點：燃煤本質特性及燃燒過程中的過量空氣系數(shù)。

(2)熱力型NOx

熱力型NOx主要是由空氣中的N2與O2反應產(chǎn)生，反應發(fā)生的必要條件是高溫，隨著溫度的升高，熱力型NOx的生成量會以幾何倍數(shù)規(guī)律增長，而影響熱力型NOx生成量的主要因素則是煤粉在爐內(nèi)的停留時間和爐內(nèi)的N2濃度有關。

(3)快速型NOx

燃料中的CH原子團撞擊N2，產(chǎn)生CN化合物，CN化合物與O2進一步反應產(chǎn)生的NOx即為快速型NOx，這個反應較快，故稱之為快速型NOx。但是快速型NOx在燃煤產(chǎn)生的NOx總量里占據(jù)很少比例。

1.2 機組啟動階段NOx排放情況

表1為2016年6月20日2號爐冷態(tài)啟動期間NOx排放情況，數(shù)據(jù)來源為環(huán)保網(wǎng)站上相關CEMS數(shù)據(jù)小時均值。

表1 2號爐冷態(tài)啟動期間NOx排放情況

從表1可見，2016年6月20日，2號爐冷態(tài)啟動期間，機組并網(wǎng)初期三個小時，沒有達到超凈排放標準。

2016年9月1日起上海市環(huán)保局對NOx排放將實施更嚴格的考核標準：機組啟動過程NOx(6%O2)<50 mg/Nm3。假如折算NOx超考核標準50%(即75 mg/Nm3)，取消超凈排放電價優(yōu)惠。假如折算NOx超考核標準100%(即100 mg/Nm3)，對超標企業(yè)進行扣罰、且通報批評。

1.3 鍋爐燃燒特性對NOx排放超標的影響

在不考慮SCR裝置作用的條件下，NOx在鍋爐中產(chǎn)生的數(shù)量與鍋爐內(nèi)的過?？諝庀禂?shù)有直接的關系。一方面過?？諝庀禂?shù)越大，則煙氣中含氧量越高，爐膛內(nèi)氧化性氣氛越嚴重，氮化合物易被氧化形成NOx。另一方面NOx排放數(shù)據(jù)按照6%煙氣氧量進行折算(折算值=測量值×15/(21-O2))，當氧量大于6%時，環(huán)保局考核的折算值將大于測量值，而隨著氧量進一步上升，根據(jù)折算公式，折算值將快速升高，甚至數(shù)倍于測量值。如果并網(wǎng)后要排放達標，不同氧量下的排放實測值限額見表2。氧量過大，不僅大量生成NOx引起環(huán)保超標，另外折算倍率越大，也不利于排放達標。

在機組正常運行階段，氧量一般控制在3%左右，燃料量與風量比例控制合理，折算值將小于測量值，SCR進口NOx折算值一般在150～200 mg/Nm3間，經(jīng)SCR處理后，煙氣中的NOx折算值一般被控制在20 mg/Nm3左右，完全符合排放要求。而在機組啟動初期，由于火電機組運行特性，燃料量很小，而相對的風量卻較大，造成了煙氣中氧量極大，并網(wǎng)初期一般達到10%，按照折算公式，折算值將是測量值的1.36倍，所以如不采取有效地運行控制手段，在并網(wǎng)初期，根據(jù)以往的運行情況，NOx排放折算值會接近400～600 mg/Nm3。

表2 超低排放改造后氧量折算表

1.4 SCR裝置催化劑溫度要求的影響

對SCR裝置催化劑，按照廠家給出的允許工作溫度為320～450℃，上電漕涇SCR投用條件為SCR進口煙溫大于310℃，而機組并網(wǎng)初期由于燃燒率不足，之前SCR進口煙溫一般僅維持在210～240℃左右，按之前的運行方式需經(jīng)3個多小時的加負荷過程，方能達到310℃以上，而在此之前無法投用SCR，NOx數(shù)值都將處于超標狀態(tài)。

綜合上述兩方面因素，造成了上電漕涇機組啟動并網(wǎng)初期NOx排放值大于50 mg/Nm3。

2 減少NOx生成及提前SCR投運的手段

通過前期調(diào)研，對低溫投SCR 的危害性進行了分析，再結合上電漕涇設備實際情況目前設定了SCR投入條件為進口溫度必須大于280℃，該溫度調(diào)整經(jīng)過遠達催化劑公司審核確認。另外SCR 投入后，在3小時內(nèi)加負荷將煙溫提高到305℃以上(遠達催化劑公司要求12小時內(nèi))。進一步優(yōu)化運行調(diào)整操作，實現(xiàn)機組啟動階段折算NOx控在小于50 mg/Nm3之內(nèi)。

2.1 機組啟動前合理選煤

根據(jù)經(jīng)驗一般選取低氮化合物、高熱值、高揮發(fā)份煤種。推薦：熱值大于5 500大卡、含硫0.3%(參考)、揮發(fā)份28%神木煤，可以滿足機組啟動要求。

2.2 提高給水溫度

概況:機組啟動過程中提高給水溫度，給水在省煤器中吸收的熱量就會減少，這樣就使鍋爐的排煙溫度得到提高。因此寬負荷脫硝是否能正常及時投用，給水溫度是否能提高到一定水平就成了關鍵的因素。要求在機組并網(wǎng)前給水溫度要>200℃。漕涇電廠1、2號機為1 000 MW機組，1號機在7月10日～11日啟動中由于提高了給水溫度，使寬負荷脫硝得以正常及時的投用，取得了良好效果。

2016年7月10日20：17分1號爐點火；22：50分程控啟動走步；7月11日0:17分360 r/min低速暖機；3：56分程控轉速釋放沖3 000 r/min；4：01分汽輪機全速發(fā)電機并網(wǎng)；4：40分高旁轉為“B”模式；DEH轉為“2”初壓模式。

(1)提高除氧器溫度

機組啟動過程中在輔汽允許情況下盡可能的提高除氧器溫度，除氧器溫度保持在130℃以上為宜，盡可能取高限。除氧器水溫的提高有利于減少2號高加給水的進出口溫差、有利于高加水位的穩(wěn)定，防止了高加水位波動引起的水位保護動作，高加跳閘。除氧器溫度的提高還降低了除氧器的含氧量。從7月10日20：00鍋爐點火-11日4：01分機組并網(wǎng)期間，除氧器平均水溫保持在較高水平。

(2)根據(jù)機組啟動需求重新設定高旁后溫度

高旁后溫度原自動設定值為380℃可適當降低，這樣就滿足了冷再向輔汽母管供汽的要求。當本機冷再蒸汽溫度接近輔汽正常運行溫度時，可向輔汽母管供汽(投用前注意充分疏水)，注意輔汽母管溫度控制在300℃～330℃之間，這樣就保證了除氧器有足夠的加熱汽源，對提高除氧器溫度非常有利。并注意1、2機的軸封汽溫度正常。機組負荷80～100 MW高加已全部正常投用后，逐步停用本機供輔汽。因為這時冷再溫度不能滿足向輔汽母管供汽的要求。本機冷再向輔汽母管供汽減少了凝汽器的冷源損失(否則這些蒸汽將通過低旁進入凝汽器)，這些蒸汽可供本機的除氧器的加熱、小機的驅動汽源、大小機的軸封汽源。提高了機組啟動的經(jīng)濟性。

(3)盡早投運本機冷再自供輔汽

鍋爐啟動升溫升壓過程中滿足冷再蒸汽溫度后將輔汽母管汽源平穩(wěn)切至冷再供本機供應，如供輔汽調(diào)門滿足投自動的條件時應投自動,如不滿足則手動調(diào)節(jié)，注意保證再熱器有足夠的冷卻蒸汽，啟動中一級再熱管壁溫度控制在正常范圍內(nèi)。1、2號機都要加強對輔汽母管壓力、溫度的監(jiān)視。

(4)采取措施確保2號高加的正常、安全、穩(wěn)定運行

啟動過程中除氧器水溫處于較高的水平，是保證2號高加正常、安全、穩(wěn)定運行的基礎。針對2號高加邏輯在啟動時不合適的部分作了修改，保證了2號高加的水位穩(wěn)定，防止了水位不正常引起的高加跳閘：

2號高加向凝汽器危急疏水調(diào)門邏輯：水位30 mm調(diào)節(jié)開；88 mm保護開；-50 mm保護關。

2號高加向除氧器危急疏水調(diào)門邏輯：水位48 mm調(diào)節(jié)開；58 mm保護開；-50 mm保護關。

上述兩疏水調(diào)門邏輯只適合機組正常運行中高加水位保護，不適合啟動中疏水調(diào)門的自動調(diào)節(jié)。高加水位138 mm延時30 s高加汽側切除；188 mm整列高加水側切除。

為保證啟動過程中為了滿足2號高加水位正常調(diào)節(jié)，可以采取以下措施：手動將2號高加向凝汽器危疏調(diào)門、除氧器危疏調(diào)門疏水水位設定值降低。當高加汽側壓力較低時，向凝汽器調(diào)門投自動，水位按設定值基準調(diào)節(jié)，向除氧器危疏水調(diào)門放手動，高加水位保護開功能不變。當高加汽側壓力滿足向除氧器疏水要求時，向除氧器危疏調(diào)門投自動，水位以按設定值基準調(diào)節(jié)，向凝汽器疏水調(diào)門放手動，高加水位保護開功能不變。

(5)2號高加投入的注意事項

2號高加進汽門手動調(diào)節(jié)在合適開度，保證高加的溫升在合理范圍內(nèi)，保證高加運行的安全性。

7月10日22：00分冷再壓力0.3 MPa投入2號高加，向凝汽器危疏水調(diào)門投自動疏水向凝汽器、向除氧器危疏水調(diào)門投手動。隨著冷再壓力升高，當2號高加汽側壓力達到1.0 MPa時，向除氧器危疏水調(diào)門投自動疏水向除氧器、向凝汽器危疏水調(diào)門投手動。及時將2號高加疏水切至向除氧器有利于熱量回收，減少了凝汽器的冷源損失，提高了機組啟動的效率。

保持通過高加水側的給水流量穩(wěn)定有利于2號高加的水位穩(wěn)定，切忌給水流量大起大落，給水流量波動將引起高加水位的波動，若流量波動大將引起高加水位保護動作高加跳閘。

7月10日22：00分2號高加投入至4：01并網(wǎng)：2號高加水位基本穩(wěn)定，未出現(xiàn)由于水位原因引起的高加跳閘發(fā)生。2號高加進水平均溫度為146℃、出水溫度平均為212℃、高加平均溫升為66℃。

2.3 減少省煤器吸熱

(1)利用啟循泵減少省煤器吸熱

上電漕涇每臺鍋爐為回收機組啟動期間熱量，在分疏箱下部安裝有一臺啟循泵。機組啟動期間投運啟循泵，將分疏箱內(nèi)的熱水通過啟循泵打入省煤器進口，提高省煤器進口水溫，從而減少省煤器吸熱，提升SCR進口煙溫。啟循泵投運后，省煤器進口水溫由212.7℃，提升到246.7℃，提升了34℃。從而提高了SCR進口煙溫。

(2)利用寬負荷脫硝系統(tǒng)減少省煤器吸熱

上電漕涇二臺鍋爐為上海鍋爐廠有限公司設計制造的1 000 MW超超臨界、一次再熱、平衡通風、直流塔式鍋爐。利用機組等級檢修機會，在省煤器進出水母管增加旁路，減少省煤器的水量，省煤器的出口水溫提高，降低了省煤器的換熱溫差，減少對流換熱量，提高省煤器出口煙氣溫度(俗稱寬負荷脫硝系統(tǒng))，實現(xiàn)了機組負荷在40%時仍能正常投運SCR，從而確保煙囪50米處NOx控50 mg/Nm3之內(nèi)。

上電漕涇在2016年7月11日，1號爐冷態(tài)啟動期間，3：29，寬負荷脫硝系統(tǒng)投入(即并網(wǎng)前半小時)，從而減少省煤器吸熱。

寬負荷脫硝系統(tǒng)投運前狀態(tài)(3：29)：1)雙磨1B/1C=55/56t/h+八根微油槍；2)高加出口給水壓力13.3 MPa，而省煤器出口水壓僅為9.5 MPa；3)高加出口給水溫度209℃，省煤器進口水溫208℃，省煤器出口流量計下方水溫222℃，省煤器出口下降母管水溫263℃，省煤器出口壓力下保護溫度295℃，SCR進口煙溫=267℃；4)高加出口給水流量1 100 t/h，省煤器進口流量254 t/h，省煤器出口流量1 096 t/h。寬負荷流量374 t/h，省煤器旁路/進水調(diào)節(jié)門22.07%。

2.4 磨煤機運行方式優(yōu)化

上電漕涇每臺鍋爐配有六臺中速磨煤機(北京電力設備總廠生產(chǎn)的ZGM133G型磨煤機)。在磨煤機B八根一次風噴嘴處裝有八根微油槍。六臺磨煤機的中間輔助風噴嘴處設有輕油槍。為此，鍋爐點火之后，首臺啟動磨上電漕涇是磨煤機B。之前為確保汽機沖轉時主汽溫和再汽溫控410℃左右，第二臺啟動磨選擇磨煤機A。而本次啟動為提高SCR進口煙溫，第二臺啟動磨選擇磨煤機C，這樣可適當提高爐膛火焰中心位置，從而提高SCR進口煙溫。

2.5 其他輔助手段

2.5.1 降低二次風量，減少NOx生成

啟動階段鍋爐燃料量很小，而相應的二次風量較大，風煤比相比鍋爐正常運行中大得多。二次風量受制于鍋爐最小風量的限制(總風量小于25%，鍋爐觸發(fā)MFT )，為此，運行人員往往憑經(jīng)驗將風量控制在遠大于25%值上，以取得心理上的安全感。從而造成NOx生成量相對較大。

在機組啟動期間，為降低NOx生成，上電漕涇在機組啟動期間將二次風量控制由之前的900 t/h，改為850 t/h。本次啟動，二次風量控34%(見表3、表4)。

表3 上電漕涇正常情況下，風量按下列數(shù)據(jù)進行控制

表4 為了降低機組并網(wǎng)后NOx，現(xiàn)已改成按如下數(shù)據(jù)進行控制

2.5.2 利用SOFA風擋板，減少爐膛內(nèi)氧化性氣氛

上電漕涇二臺鍋爐煤粉燃燒器采用APBG公司引進的低NOx同軸燃燒系統(tǒng)(LNTFSTM)。它一共設有12層煤粉噴嘴，在煤粉噴嘴四周布置有燃料風(周界風)。燃燒器風箱分成獨立4組，下面3組風箱各有4層煤粉噴嘴，對應2臺磨煤機，在每相鄰2層煤粉噴嘴之間布置有1層燃油輔助風噴嘴。每相鄰2層煤粉噴嘴上方布置了1個組合噴嘴，其中預置水平偏角的輔助風噴嘴(CFS)和直吹風噴嘴各占約50%出口流通面積。最上面1組風箱為SOFA風箱。具體見圖1、圖2。

圖1 燃燒器組布置圖

圖2 單組燃燒器結構圖

為降低啟動期間NOx生成，上電漕涇對鍋爐燃燒器配風系統(tǒng)進行操作優(yōu)化調(diào)整。之前機組啟動期間，受制于大風箱差壓控制(考慮保持二次風大風箱差壓，即送風剛性，一般不予投用SOFA風擋板)，SOFA風就算開啟，開度也不大。

作為低氮燃燒的重要組成，嘗試在啟動階段全開六層SOFA風擋板，并適度關小非運行磨的輔助風和燃料風擋板。(見表5、表6)

表5 上電漕涇正常情況下，風箱差壓控制情況

表6 為了降低啟動期間NOx，現(xiàn)已改成按如下數(shù)據(jù)進行控制

六層SOFA風擋板全開，大風箱差壓為0.071 kPa，除運行磨B外的所有輔助風和燃料風均關小，從而降低NOx生成。

2.5.3 提高汽機沖轉參數(shù)，延長升溫升壓時間，提升并網(wǎng)前煙氣溫度

按現(xiàn)行的環(huán)?？己朔绞?，是從機組并網(wǎng)后開始計量NOx數(shù)據(jù)進行考核，并網(wǎng)前雖有NOx數(shù)據(jù)但不進行考核，所以如能提升并網(wǎng)時煙氣溫度，使機組并網(wǎng)時SCR進口煙溫已滿足投入條件，就可實現(xiàn)NOx控制。上電漕涇汽機沖轉時主汽溫和再汽溫由之前的410℃，提升到430℃，并適當延長升溫升壓時間，從而盡可能提升SCR進口煙溫。

2.5.4 優(yōu)化SCR投運條件

根據(jù)SCR裝置制造廠提供的數(shù)據(jù)，再結合實際情況本次機組冷態(tài)啟動采用當SCR進口煙溫≥280℃時，才可手動控噴氨調(diào)節(jié)門，最大≯5%，且手控時間≯3小時。

2016年7月11日，3：45，即1#號機組并網(wǎng)之前的16分鐘，上電漕涇1#號爐開始手動噴氨時的SCR進口煙溫已達295-298℃，手動噴氨量控38 m3/h，此時的煙囪50米處NOx(即FGD后NOx)131.6 mg/Nm3。至1#號機組并網(wǎng)時(4:01并網(wǎng))，煙囪50 m處NOx(即FGD后NOx)已降至小于50 mg/Nm3。

3 優(yōu)化啟動階段運行方式后所取得的實際效果

3.1 優(yōu)化啟動階段運行方式

(1)充分利用2#號高加，提高給水溫度；

(2)利用寬負荷脫硝系統(tǒng)和啟循泵運行，減少省煤器吸熱；

(3)優(yōu)化磨煤機運行方式；

(4)降低二次風量，減少NOx生成；

(5)充分利用六層SOFA風擋板，使鍋爐燃燒區(qū)欠氧燃燒，減少NOx生成；

(6)提高汽機沖轉參數(shù)，延長升溫升壓時間；

(7)優(yōu)化SCR投運條件。

3.2 運用效果

經(jīng)過不斷地總結摸索，上述運行方式優(yōu)化手段在機組啟動階段已逐漸成熟，機組啟動期間的NOx排放折算值控在50 mg/Nm3之內(nèi)。表7為2016年7月11日，1號爐冷態(tài)啟動期間NOx排放情況，數(shù)據(jù)來源為環(huán)保網(wǎng)站上相關CEMS數(shù)據(jù)小時均值：

本次鍋爐冷態(tài)啟動，從機組并網(wǎng)起NOx排放折算值就已控在50 mg/Nm3之內(nèi)，沒有任何超標，取得了明顯的效果?，F(xiàn)正已在上電股份有限公司內(nèi)部作為樣板進行推廣。

表7 1號機組冷態(tài)啟動期間NOx排放情況

4 運行調(diào)整中的注意事項

(1)寬負荷脫硝系統(tǒng)流量控制

在機組正常運行期間的40%負荷段，高加出口給水壓力與省煤器出口水壓二者差值僅為0.2 MPa左右。而在機組啟動期間高加出口給水壓力達13.3 MPa，而省煤器出口壓力最高僅為9.5 MPa，二者差壓最起碼有3.8 MPa。一旦寬負荷脫硝系統(tǒng)流量失控，極易誘發(fā)因省煤器內(nèi)水量過小，逐步汽化設備損壞事件。因此，控好機組啟動期間寬負荷脫硝系統(tǒng)流量是防止寬負荷脫硝系統(tǒng)跳閘主要手段(上電漕涇寬負荷脫硝系統(tǒng)保護設有：省煤器出口水溫欠焓<8℃，省煤器旁路/進水調(diào)節(jié)門強制關閉)，從而可避免MFT發(fā)生。

(2)防止啟循泵跳閘

上電漕涇設有最低給水流量，MFT觸發(fā)值為777 t/h。為此，在機組啟動期間必須監(jiān)視好分疏箱水位(分疏箱水位低于2 m，啟循泵跳閘)。因為啟動初期為回收熱量，高加出口給水流量控300～600 t/h左右，啟循泵出口流量控350～600 t/h左右，從而確保省煤器出口流量控850～1 200 t/h，假如發(fā)生啟循泵跳閘，極易誘發(fā)MFT。

(本文編輯：楊林青)

Application of NoxComtrol Oluring the Start-up Period of 1 000 MW Unit

MA Jian-hua, YANG Yi-wen, CAO Jun, XU Shao-feng, ZHOU Du-yin

(Shanghai ShangDia Caojing Power Generation Co., Ltd., Shanghai 201507, China)

With the extension of denitration equipment and techuology, NOxcontrol of cool-fired plants has met the reguirments of enviromental protection department during the normal operation of the unit. But at the start-up stage (early in gird-connectiong-period), NOxemissions will exceed the stand and due to the limitation of boiler operating conolitions. The measures inthe case of existing equipment to reduce NOxemissions in the start-up process of units were intruduced.

ultra-super critical unit, NOxcontrol, wide-rangede-NOx

10.11973/dlyny201606021

馬建華，男，從事發(fā)電企業(yè)節(jié)能減排工作。

X701

B

2095-1256(2016)06-0762-06

2016-11-03