國能孟津熱電有限公司 李鵬飛 謝秦楠

隨著社會的發(fā)展，環(huán)保問題越來越被重視，國家對火電廠NOx排放標(biāo)準(zhǔn)也上升到了新高度，特別是近零排放改造后脫硝催化劑的運(yùn)行壓力的增加，啟停階段脫硝裝置無法投入、環(huán)保日均值無法達(dá)到要求等問題，成為全負(fù)荷脫硝實(shí)施的重大難點(diǎn)。

針對目前國內(nèi)600MW超臨界直流鍋爐無法實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝的問題，運(yùn)用精益化管理工具對全負(fù)荷區(qū)間脫硝SCR投入率控制問題進(jìn)行深入分析和剖析，制定專項(xiàng)措施予以改進(jìn)，進(jìn)行多方案分析與比較。

通過試驗(yàn)摸索，不斷的優(yōu)化改進(jìn)控制策略，結(jié)合本廠設(shè)備系統(tǒng)形態(tài)及實(shí)際運(yùn)行參數(shù)，綜合投資成本、設(shè)備參數(shù)安全性及經(jīng)濟(jì)性等方面影響，在不進(jìn)行設(shè)備改造的前提下，實(shí)現(xiàn)機(jī)組在全負(fù)荷區(qū)間內(nèi)實(shí)現(xiàn)氮氧化物的達(dá)標(biāo)排放。

1 設(shè)備概況及技術(shù)對比

國能孟津熱電有限公司#1機(jī)組鍋爐由東方鍋爐（集團(tuán)）股份有限公司獨(dú)立設(shè)計(jì)，為單爐膛、對沖燃燒、超臨界、一次中間再熱、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、露天布置、全懸吊結(jié)構(gòu)II型結(jié)構(gòu)，變壓運(yùn)行直流鍋爐，型號為DG1900/27.22-II4，裝機(jī)容量600MW。SCR煙氣脫硝裝置由東方電氣集團(tuán)公司工程分公司設(shè)計(jì)制造，采用高灰型工藝布置，反應(yīng)器布置在省煤器與空氣預(yù)熱器之間，不設(shè)反應(yīng)器煙氣旁路，每臺鍋爐設(shè)兩臺SCR反應(yīng)器，反應(yīng)器內(nèi)催化劑按“2＋1”模式布置，初裝下部兩層，預(yù)留上部一層催化劑，設(shè)計(jì)脫硝效率≥83%。#1機(jī)組SCR煙氣脫硝裝置2011年與機(jī)組同步投產(chǎn)運(yùn)行，2015年進(jìn)行一層催化劑更換、一層催化劑再生。

表1 脫硝入口煙氣設(shè)計(jì)

1.1 常規(guī)技術(shù)

寬負(fù)荷脫硝常規(guī)技術(shù)路線一般分為省煤器分級、省煤器旁路、省煤器分割煙道及脫硝入口煙氣旁路改造，以上技術(shù)路線在低負(fù)荷脫硝應(yīng)用方面均取得一定效果，但存在改造周期長、煙氣流速改變增加磨損、經(jīng)濟(jì)性差等各方面問題，經(jīng)充分評估并結(jié)合孟電公司實(shí)際設(shè)備、參數(shù)運(yùn)行情況，最終采用運(yùn)行優(yōu)化調(diào)整實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝科技研究。

分級省煤器即將原省煤器分成兩級布置，在脫硝進(jìn)口及出口分別布置一部分換熱面，在不改變省煤器換熱面積及空預(yù)器出口煙溫的同時，提高脫硝入口煙溫，但該方案投資成本較高，施工難度大，改造工期較長。

省煤器旁路及在省煤器水側(cè)增設(shè)旁路系統(tǒng)，在省煤器與集箱中間加設(shè)連接管道，在機(jī)組啟動過程中將省煤器部分給水旁路減少給水吸熱提升脫硝入口煙溫。

該方案施工投資較少、施工周期較短，但在機(jī)組啟動過程中省煤器旁路水量較大時，導(dǎo)致省煤器有再沸騰及汽蝕風(fēng)險，增加了機(jī)組運(yùn)行安全風(fēng)險及運(yùn)行操作風(fēng)險[1]。

省煤器分割煙道即在省煤器煙道不同位置增加調(diào)節(jié)擋板，通過調(diào)整省煤器處煙氣流量降低省煤器吸熱，達(dá)到提升煙溫的目的，此方案工程量相對較少、投資成本較低，但存在低負(fù)荷擋板處積灰及煙氣流速增加磨損換熱面風(fēng)險，存在安全風(fēng)險。脫硝入口煙氣旁路即在脫硝入口增加煙道旁路，機(jī)組啟動過程脫硝入口引入熱煙氣，提升脫硝入口煙溫，投資成本較低、操作簡單，煙溫提升效果明顯，但在正常運(yùn)行中盤路擋板內(nèi)漏導(dǎo)致排煙熱損失大幅增加，嚴(yán)重影響鍋爐運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性[2]。

1.2 運(yùn)行優(yōu)化提升排煙溫度優(yōu)勢

綜合性能分析來說，無任何投資成本、無需設(shè)備改造施工，正常運(yùn)行中未造成設(shè)備形態(tài)及控制方式改變，對鍋爐效率未造成影響，未影響機(jī)組停機(jī)及并網(wǎng)時間節(jié)點(diǎn)，機(jī)組啟動過程中排煙溫度提升明顯，可實(shí)現(xiàn)機(jī)組啟動、機(jī)組停機(jī)過程的環(huán)保達(dá)標(biāo)排放。

對脫硝運(yùn)行及機(jī)組運(yùn)行安全性來說，通過試驗(yàn)評估，運(yùn)行優(yōu)化等方式，機(jī)組啟動過程中脫硝入口煙溫至300℃時投入脫硝系統(tǒng)，結(jié)合本廠燃煤SO3轉(zhuǎn)換率溫度及啟動后噴氨優(yōu)化試驗(yàn)，脫硝效率正常，未進(jìn)行設(shè)備改造、故鍋爐設(shè)備形態(tài)未發(fā)生改變，不會產(chǎn)生其他設(shè)備改造后安全運(yùn)行風(fēng)險。

機(jī)組經(jīng)濟(jì)性來說，未進(jìn)行設(shè)備改造，無任何設(shè)備改造成本，通過運(yùn)行優(yōu)化調(diào)整實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝后，包括機(jī)組啟停機(jī)階段實(shí)現(xiàn)環(huán)保日均值達(dá)標(biāo)排放，節(jié)省環(huán)保排污費(fèi)用及環(huán)保超標(biāo)罰款。

2 技術(shù)應(yīng)用

為了通過運(yùn)行優(yōu)化實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝投入，利用#1機(jī)組C修啟停機(jī)期間開展運(yùn)行優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)，于2017年9～11月#1機(jī)組C修機(jī)組啟停期間開展項(xiàng)目試驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)機(jī)組并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)，停機(jī)后退出脫硝系統(tǒng)，首次完成機(jī)組全負(fù)荷脫硝運(yùn)行，試驗(yàn)開展情況如下。

2.1 優(yōu)化脫硝投入溫度

充分評估分析調(diào)整最低連續(xù)噴氨溫度。按照本廠典型燃煤煤質(zhì)，分析啟動階段煙氣成分中的NOx、SO2、氧量、濕度、煙氣溫度，計(jì)算SO2→SO3轉(zhuǎn)換率，推算出SO3析出溫度為285℃左右，故當(dāng)脫硝進(jìn)出口煙溫至285℃以上投入脫硝系統(tǒng)時，硫酸氫氨堵塞催化劑風(fēng)險較低，另根據(jù)西安熱工院最低噴氨溫度試驗(yàn)分析（圖1），脫硝進(jìn)出口煙溫至304℃投入脫硝系統(tǒng)運(yùn)行7h，當(dāng)煙溫升至338℃運(yùn)行后催化劑活性將恢復(fù)至正常水平。結(jié)合催化劑廠家意見及西安熱工院催化劑活性研究為依據(jù)分析，將脫硝裝置投入煙溫由310℃調(diào)整至300℃。

圖1 西安熱工院最低噴氨溫度試驗(yàn)分析

2.2 運(yùn)行調(diào)整提高脫硝進(jìn)出口煙溫

優(yōu)化上煤比例，機(jī)組啟動過程中將投運(yùn)第一、第二臺制粉系統(tǒng)發(fā)熱量降低，提高總?cè)剂狭康耐瑫r，合理控制入爐煤揮發(fā)份，降低入口NOx生成量；在機(jī)組啟動初期，合理利用再熱器煙氣擋板，機(jī)組啟動過程中在保證再熱蒸汽沖轉(zhuǎn)參數(shù)的同時，盡量關(guān)小過熱器煙氣擋板，提高脫硝入口煙溫；機(jī)組啟動前，提前投入除氧器加熱，將除氧器水溫加熱至100℃以上，提高鍋爐給水溫度，減少省煤器換熱溫差，制粉系統(tǒng)投入后逐步增加燃煤量，同步減少除氧器加熱蒸汽量，增加鍋爐熱量提高排煙溫度。

表2 煤質(zhì)參數(shù)

投入低省暖風(fēng)器系統(tǒng)，將一、二次風(fēng)暖風(fēng)器出口風(fēng)溫提升至45℃以提高送風(fēng)風(fēng)溫，從而提高爐膛溫度（圖2）。

圖2 低省暖風(fēng)器系統(tǒng)

優(yōu)化配風(fēng)調(diào)整，適當(dāng)增加一次風(fēng)量，關(guān)小停運(yùn)磨煤機(jī)二次風(fēng)門，適當(dāng)開大燃盡風(fēng)，保證總風(fēng)量不變的前提下減少NOx生成量，同時提高火焰中心，提高尾部煙氣溫度；優(yōu)化制粉系統(tǒng)組合方式，具備投入第三臺制粉系統(tǒng)條件時，啟動一臺上層磨，同時增加上層磨組的出力，抬高火焰中心的位置，通過提高火焰高度提升排煙溫度；機(jī)組并網(wǎng)后盡量保持高低旁開度，通過增加鍋爐熱負(fù)荷方式提高排煙溫度，提前做好準(zhǔn)備，具備條件第一時間投入從而縮短脫硝退出時間。

脫硝投入后盡快加負(fù)荷，提高SCR入口煙氣溫度至338℃以上；機(jī)組負(fù)荷降至250MW后聯(lián)系將強(qiáng)制供氨快關(guān)門允許開邏輯，利用鍋爐強(qiáng)制通風(fēng)時間段對供氨管路進(jìn)行吹掃；負(fù)荷至250MW停機(jī)打閘，機(jī)組打閘后立即退出脫硝系統(tǒng)，就地關(guān)閉供氨母管手動隔上離總門，進(jìn)行供氨母管吹掃，自然通風(fēng)完成后供氨管道隔離上鎖。

機(jī)組啟動相關(guān)參數(shù)：燃料量68t、A側(cè)脫硝進(jìn)口NOx464mg/Nm3、B側(cè)脫硝進(jìn)口NOx334mg/Nm3、A側(cè) 脫 硝 出 口NOx26mg/Nm3、B側(cè) 脫硝出口NOx32mg/Nm3、脫硝進(jìn)口煙溫（平均）314.8℃、脫硝出口煙溫（平均）313.5℃、A側(cè)噴氨量128m3/h、B側(cè)噴氨量78m3/h、A側(cè)送風(fēng)量（平均）387t/h、B側(cè)送風(fēng)量（平均）429t/h、高旁開度85%、低旁開度100%、氧量10.5%。

3 控制效果及應(yīng)用優(yōu)勢

通過在1號機(jī)組C修啟停機(jī)過程中開展項(xiàng)目應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)機(jī)組停機(jī)前退出脫硝系統(tǒng)，在機(jī)組并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)至近零排放值，11月21日機(jī)組23點(diǎn)30分點(diǎn)火，至11月22日04點(diǎn)45分并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)環(huán)保日均值未超限，并網(wǎng)前實(shí)現(xiàn)機(jī)組達(dá)標(biāo)排放，完成運(yùn)行優(yōu)化調(diào)整實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝的技術(shù)突破（圖3）。

圖3 點(diǎn)火至并網(wǎng)后氮氧化合物監(jiān)視數(shù)據(jù)

通過運(yùn)行優(yōu)化調(diào)整，合理調(diào)整配煤比例、優(yōu)化機(jī)組啟動風(fēng)量及風(fēng)門擋板開度等，實(shí)現(xiàn)機(jī)組并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)，打閘停前退出脫硝系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝達(dá)標(biāo)排放；在不進(jìn)行任何設(shè)備改造的情況下達(dá)到全負(fù)荷脫硝，設(shè)備改造零成本，緩解經(jīng)營壓力，降低環(huán)保運(yùn)行投資；通過提升一、二次風(fēng)暖風(fēng)器出口風(fēng)溫，實(shí)現(xiàn)提高鍋爐爐膛溫度的目的；通過運(yùn)行優(yōu)化實(shí)現(xiàn)機(jī)組啟動環(huán)保排污費(fèi)零處罰；深挖系統(tǒng)設(shè)備潛力，通過多樣化運(yùn)行調(diào)整方式調(diào)整，在保證機(jī)組安全運(yùn)行的前提下，實(shí)現(xiàn)設(shè)備系統(tǒng)的“壓紅線”。

綜上所述，要實(shí)現(xiàn)脫硝裝置全負(fù)荷投入運(yùn)行，需使排煙溫度滿足脫硝運(yùn)行要求，改造鍋爐熱力系統(tǒng)或風(fēng)煙系統(tǒng)是目前重要手段之一，而低成本甚至于零成本的運(yùn)行方式優(yōu)化，作為全負(fù)荷脫硝實(shí)施的不二之選。運(yùn)行優(yōu)化全負(fù)荷脫硝有無設(shè)備改造成本、排煙溫度提升幅度大、應(yīng)用靈活等諸多優(yōu)點(diǎn)，故較適應(yīng)當(dāng)前國內(nèi)600MW及以上脫硝系統(tǒng)并網(wǎng)前無法投運(yùn)的優(yōu)化應(yīng)用上，因無任何改造成本，在不進(jìn)行投資成本增加的前提下有效承擔(dān)了社會責(zé)任，市場前景廣闊。