華能延安發(fā)電有限公司 王小濤 華能陜西秦嶺發(fā)電有限公司 鄧北平

1 引言

華能陜西秦嶺發(fā)電有限公司#7、8機組脫硝系統(tǒng)采用選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝技術(shù)，催化劑布置在省煤器與空預(yù)器之間。該技術(shù)要求催化劑處煙溫必須在300～420℃范圍內(nèi)才能噴入氨氣進行化學(xué)反應(yīng)，若催化劑處煙溫＜300℃，脫硝率很低，噴入的氨氣會在預(yù)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(jié)風(fēng)險。

在機組啟動中過程中，由于初期鍋爐燃料量小，爐內(nèi)溫度低，在負(fù)荷達到270兆瓦以前，SCR催化劑處煙溫低于300℃，按照規(guī)程不能投入脫硝系統(tǒng)運行，造成每次機組啟動會有4小時左右凈煙NOx值不達標(biāo)情況發(fā)生。另外隨著電力市場不斷發(fā)展和擴大，對火電機組的調(diào)峰深度要求越來越高，在機組負(fù)荷低至某個階段時，催化劑處的煙溫就成為機組調(diào)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(tǒng)保證凈煙NOx值一直合格，而且全國同類技術(shù)廠家大都存在此情況，但是隨著環(huán)保形式的日趨重要和深入人心，秦嶺發(fā)電有限公司領(lǐng)導(dǎo)一直對此非常重視，積極組織調(diào)研、多次組織分析、研究，最終確定在不進行設(shè)備改造的情況下，進行#7、8機組全負(fù)荷投運脫硝試驗。

2 在不改造情況下達到全負(fù)荷投運脫硝系統(tǒng)的可行性研究

秦嶺電廠自2016年超凈排放改造后，環(huán)保參數(shù)一直執(zhí)行超凈排放標(biāo)準(zhǔn)：NOx＜50毫克/標(biāo)準(zhǔn)立方米。正常運行中環(huán)保平穩(wěn)，沒有出現(xiàn)超標(biāo)現(xiàn)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(tǒng)催化劑處的煙溫不能達到化學(xué)反應(yīng)溫度（＞300℃），導(dǎo)致在機組負(fù)荷小于270兆瓦以前不能投入脫硝系統(tǒng)，自并網(wǎng)后大約4小時凈煙NOx值一直未經(jīng)處理超標(biāo)排放。

以上情況屬客觀情況，全國同類發(fā)電廠均存在此類問題，因此環(huán)保部門對此情況不予通報。但是由于環(huán)保問題已經(jīng)深入人心，發(fā)電企業(yè)也承擔(dān)起了自身的社會責(zé)任，陸續(xù)有發(fā)電廠進行加裝煙氣加熱器、旁路煙道等設(shè)備改造達到全負(fù)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(biāo)排放和如何保證下一步繼續(xù)深度調(diào)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(diào)整，煙氣調(diào)節(jié)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(diào)節(jié)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(nèi)工質(zhì)為低溫度給水，冷卻能力強，低溫再熱器內(nèi)工質(zhì)相對溫度高的蒸汽，冷卻能力弱，因此可通過控制兩側(cè)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(fēng)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?zé)峤怙L(fēng)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(lián)的方式保證熱解尿素的熱風(fēng)達到要求。

基于以上意見最終確定先在不進行設(shè)備改造的情況下進行全負(fù)荷投運脫硝系統(tǒng)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(biāo)

實現(xiàn)機組并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)，使得凈煙NOx值從機組并網(wǎng)開始一直達標(biāo)。

3.1.2. 技術(shù)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(guān)限位20%邏輯，手動開啟再熱器煙氣擋板至100%開度，關(guān)閉省煤器側(cè)煙氣擋板至0%。

（4）機組啟動過程中，嚴(yán)格按照鍋爐升溫升壓曲線控制溫升速率。

（5）再熱汽溫達到?jīng)_轉(zhuǎn)參數(shù)后，及時投用再熱器減溫水，調(diào)節(jié)再熱汽溫滿足汽機沖轉(zhuǎn)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(jiān)視，及時調(diào)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(guān)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(jiān)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(jiān)視，發(fā)現(xiàn)低溫再熱器管壁金屬溫度超溫，其它方法調(diào)整無效時，可適當(dāng)小幅調(diào)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(yīng)器入口煙氣溫度監(jiān)視。再熱器管壁金屬溫度下降后應(yīng)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(lián)運行的方式。一次風(fēng)機啟動時即建立脫硝系統(tǒng)熱風(fēng)通道，保持煙氣換熱器運行，熱解爐逐漸升溫。在汽機沖轉(zhuǎn)期間投入電加熱器，保證在沖轉(zhuǎn)結(jié)束后熱解爐出口溫度＞300℃。

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

3.1.3 試驗結(jié)果

2017年5月13日在#8機組啟動中運行部依照上述技術(shù)措施進行操作，#8機組13日9∶00并網(wǎng)，SCR反應(yīng)器入口煙溫在4∶00左右已經(jīng)＞300℃，8∶30投入脫硝系統(tǒng)，保證了凈煙NOx值在并網(wǎng)后即低于50，毫克/標(biāo)準(zhǔn)立方米。試驗達到預(yù)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(wǎng)后即達標(biāo)。

圖2 試驗結(jié)果

3.2 機組深度調(diào)峰過程試驗

目前#7、8機組調(diào)峰深度為264兆瓦、帶27.27%負(fù)荷，SCR反應(yīng)器處煙溫基本維持在330℃以上，脫硝系統(tǒng)的正常投入不存在問題。

4 總結(jié)

經(jīng)過兩次啟動，均能達到機組并網(wǎng)前投運脫硝系統(tǒng)，保證并網(wǎng)后凈煙氣NOx值即達標(biāo)的目的，而且試驗過程中鍋爐燃燒穩(wěn)定、參數(shù)正常、受熱面壁溫正常，唯一的負(fù)面影響是再熱器噴水需提前使用，短時間內(nèi)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(xù)使用。