李海浩，李會軍，高明朗

(華能銅川照金電廠，陜西 銅川 727100)

1 問題的提出

在國家積極發(fā)展及消納新能源的大背景下，火電機組長時間低負荷運行，并頻繁參與啟停調(diào)峰。機組啟動并網(wǎng)前因脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度偏低，影響脫硝系統(tǒng)正常投運。通常,機組并網(wǎng)后接帶50%額定負荷時,脫硝系統(tǒng)才具備投運條件，期間所發(fā)電量由于脫硝排放超標(biāo)，導(dǎo)致環(huán)保電價無法兌現(xiàn)。2016年、2017年華能銅川照金電廠2臺機組共啟停26次，期間脫硝超標(biāo)所發(fā)電量約46.85 GW·h，導(dǎo)致扣減環(huán)保電價款約121萬元。為了減少機組啟停造成的環(huán)保電價款損失，同時提升企業(yè)的環(huán)保形象，2018年4月華能銅川照金電廠在未進行設(shè)備技術(shù)改造的前提下，通過優(yōu)化運行操作，實現(xiàn)了機組并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)。本文介紹主要技術(shù)措施及相關(guān)參數(shù)的變化情況。圖1為2018年4月1日#1機組啟動并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)的畫面。

圖1 2018年4月1日 #1機組啟動并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)的畫面

2 設(shè)備概況

華能銅川照金電廠一期工程2×600 MW機組鍋爐，為HG-2070/17.5-YM9型單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、鍋爐露天布置、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)、強制循環(huán)汽包爐，最大連續(xù)蒸發(fā)量為20 702 t/h。鍋爐采用四角切圓布置的低氮燃燒器，并配有等離子點火系統(tǒng)。2014年、2015年2臺機組先后進行了超低排放改造。脫硝系統(tǒng)采取選擇性催化還原(SCR)法,脫硝反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器與空氣預(yù)熱器(以下簡稱空預(yù)器)之間，為高溫高塵布置，采用蜂窩式催化劑，運行溫度為305～420 ℃；脫硝系統(tǒng)入口NOx平均質(zhì)量濃度為250 mg/m3，煙囪入口凈煙氣NOx排放質(zhì)量濃度按不超過50 mg/m3進行控制；催化劑最低連續(xù)噴氨溫度為295 ℃[1]。

3 主要技術(shù)措施

3.1 適當(dāng)降低連續(xù)噴氨溫度

理論表明，低溫生成的(NH4)2SO4或NH4HSO4堵塞脫硝催化劑的通道和微孔，減少了煙氣與催化劑的接觸面積，催化劑在低于一定的溫度時運行活性會降低，但隨負荷增加SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫升高到硫酸氫氨結(jié)露溫度以上運行一段時間后，隨著(NH4)2SO4或NH4HSO4的揮發(fā)，催化劑活性可完全恢復(fù)，對催化劑的壽命影響不大[2]。

(1)工況1：煤質(zhì)硫分1.20%～1.50%；入口NOx質(zhì)量濃度450 mg/m3；H2O的質(zhì)量分數(shù)8.6%。試驗結(jié)果如圖2所示，圖中：K/K0為催化劑的活性系數(shù)；K0為催化劑的初始活性；K為催化劑不同運行階段的活性。

圖2 工況1

試驗結(jié)果證明：鍋爐燃用硫分相對較高的煤時，較低煙氣溫度(260～280 ℃)運行，催化劑性能下降明顯，且有活性恢復(fù)不徹底的風(fēng)險。

(2)工況2：煤質(zhì)硫分0.80%～1.00%；入口NOx質(zhì)量濃度450 mg/m3；H2O的質(zhì)量分數(shù)8.6%。試驗結(jié)果如圖3所示。

圖3 工況2

試驗結(jié)果證明：鍋爐燃用硫分相對較低的煤時，在280 ℃左右運行6 h后恢復(fù)至300 ℃以上對催化劑性能無影響。因此，低溫(280 ℃)短時間運行時，催化劑性能受硫酸氫氨影響較小，隨煙溫升高，催化劑微孔內(nèi)沉積的少量硫酸氫氨不斷釋放，催化劑性能不斷恢復(fù)，且速度加快，10 h后催化劑活性可以恢復(fù)。

基于以上2個試驗可知：從機組啟動到脫硫系統(tǒng)入口煙溫達到310 ℃前，應(yīng)確保燃煤硫分維持在較低水平，并確保對應(yīng)硫分煤種下催化劑降低最低運行溫度(MOT)的允許運行時間。

華能銅川照金電廠實際燃煤硫分控制在0.79%左右?；谝陨显囼灁?shù)據(jù)，結(jié)合機組運行數(shù)據(jù)并保有一定安全余量，將催化劑最低連續(xù)噴氨溫度由295 ℃調(diào)整為285 ℃，同時要求機組并網(wǎng)后快速升負荷，3 h之內(nèi)將該溫度升高至305 ℃以上。

3.2 優(yōu)化啟動用煤

鍋爐啟動期間采用低硫、高揮發(fā)分的煤種。低硫是為減輕啟動階段對空預(yù)器等后續(xù)設(shè)備的腐蝕及降低最低噴氨溫度；高揮發(fā)分則為降低NOx的生成總量。華能銅川照金電廠機組啟動從鍋爐點火到接帶300 MW負荷之前，控制入爐煤硫分不高于0.40%，入爐煤干燥無灰基揮發(fā)分不低于36.00%。

3.3 提高給水溫度

提高鍋爐給水溫度，縮小省煤器給水與鍋爐煙氣溫差，降低傳熱溫壓，可以削弱煙水換熱，提高脫硫系統(tǒng)入口煙氣溫度。采取的主要做法有：

(1)并網(wǎng)前開啟鍋爐省煤器再循環(huán)電動門，減弱省煤器水側(cè)的吸熱量。

(2)在鍋爐上水期間，及時投入輔汽加熱除氧器，在輔汽耗量滿足的情況下，盡量提高除氧器水溫至最高允許溫度。

(3)在鍋爐點火后，#2高壓加熱器(以下簡稱高加)可隨其熱源——再熱蒸汽冷段(以下簡稱冷再)壓力上升而投運。汽輪機暖機過程中，及時投入其他高加，可利用沖轉(zhuǎn)乏汽的汽化潛熱加熱給水，提高給水溫度的同時，亦可防止省煤器區(qū)域出現(xiàn)較大的煙氣溫降，提高爐內(nèi)溫度，創(chuàng)造有利的燃燒條件，還可以增大沖轉(zhuǎn)進汽量，縮短汽輪機暖機時間。

3.4 提高煙氣溫度

煙溫高低直接影響脫硝能否連續(xù)投入，通過配煤、配風(fēng)、提高火焰中心等操作方法，維持較高的爐膛出口煙氣溫度，可有效提高脫硫系統(tǒng)入口煙氣溫度。采取的主要措施有：

(1)在保證鍋爐受熱面壁溫不超限的情況下，關(guān)小主燃燒器區(qū)域二次小風(fēng)門，開大燃盡風(fēng)門，同時上擺燃燒器擺角，目的是提高火焰中心，同時降低脫硝系統(tǒng)入口NOx生成量。

(2)鍋爐燃燒穩(wěn)定后，可通過適當(dāng)增加運行磨煤機一次風(fēng)量的方式使煤粉燃燒適當(dāng)推后，起到提高煙溫的效果。

(3)通過鍋爐點火后汽輪機中速暖機期間調(diào)整鍋爐總風(fēng)量的經(jīng)驗得出：保持合適的總風(fēng)量不但能夠起到提高脫硝系統(tǒng)入口煙溫的效果，而且能夠起到降低脫硝系統(tǒng)入口NOx生成量的效果。推薦并網(wǎng)前鍋爐實際總風(fēng)量與額定總風(fēng)量比值控制在42.5%。

3.5 提高蒸汽溫度

啟動階段，爐側(cè)蒸汽是煙氣的重要冷源，提高蒸汽溫度可以有效抑制蒸汽管道對煙氣的冷卻，使煙氣溫度維持在較高水平。采取的主要措施有：

(1)啟動階段，開大高壓旁路(以下簡稱高旁)開度，可以提高再熱器系統(tǒng)的入口蒸汽溫度，減少再熱器對煙氣的冷卻，從而提高煙氣溫度。

(2)在汽輪機沖轉(zhuǎn)、暖機階段將主蒸汽溫度由恒溫控制優(yōu)化為滑參數(shù)控制，在整個過程中汽輪機主蒸汽溫度由335 ℃逐步提高至480 ℃左右，再熱蒸汽溫度亦與主蒸汽溫度同步提高。

(3)適當(dāng)延長汽輪機3 000 r/min暖機時間，可以使主再熱蒸汽緩慢升高，有效遏制煙溫下降。

4 調(diào)整前、后參數(shù)對比

通過采取上述措施，機組并網(wǎng)前將脫硝系統(tǒng)兩側(cè)入口煙氣溫度調(diào)整至約298 ℃，煙溫達到了脫硝催化劑最低連續(xù)噴氨溫度之上，實現(xiàn)了機組并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)的目的。機組主要參數(shù)調(diào)整前后對比如下：

(1)脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度達到298 ℃，較之前265 ℃提高了33 ℃。

(2)鍋爐給水溫度160 ℃，較之前120 ℃提高了40 ℃。

(3)主再熱蒸汽溫度480 ℃，較之前430 ℃提高了50 ℃。

(4)脫硫系統(tǒng)入口NOx質(zhì)量濃度600 mg/m3，較之前750 mg/m3降低了150 mg/m3。

5 結(jié)束語

機組啟動階段通過優(yōu)化運行操作，華能銅川照金電廠實現(xiàn)了并網(wǎng)前投運脫硝系統(tǒng)的目的。該技術(shù)以“改變鍋爐尾部受熱面熱量分配，提高脫硝裝置入口煙溫”為原則，為解決同類問題提供了一種路徑。