1.引言

華能陜西秦嶺發(fā)電有限公司#7、8機(jī)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(jìn)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(huì)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(xiǎn)。

在機(jī)組啟動(dòng)中過(guò)程中，由于初期鍋爐燃料量小，爐內(nèi)溫度低，在負(fù)荷達(dá)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(yùn)行，造成每次機(jī)組啟動(dòng)會(huì)有4小時(shí)左右凈煙NOx值不達(dá)標(biāo)情況發(fā)生。另外隨著電力市場(chǎng)不斷發(fā)展和擴(kuò)大，對(duì)火電機(jī)組的調(diào)峰深度要求越來(lái)越高，在機(jī)組負(fù)荷低至某個(gè)階段時(shí)，催化劑處的煙溫就成為機(jī)組調(diào)峰工作的瓶頸。

雖然秦嶺電廠#7、8機(jī)組啟動(dòng)中因?yàn)榭陀^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(guó)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(duì)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(jìn)行設(shè)備改造的情況下，進(jìn)行#7、8機(jī)組全負(fù)荷投運(yùn)脫硝試驗(yàn)。

2.在不改造情況下達(dá)到全負(fù)荷投運(yùn)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)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(yùn)行中環(huán)保平穩(wěn)，沒(méi)有出現(xiàn)超標(biāo)現(xiàn)象。但是在每次啟動(dòng)機(jī)組過(guò)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(dá)到化學(xué)反應(yīng)溫度(>300℃)，導(dǎo)致在機(jī)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(shí)凈煙N0x值一直未經(jīng)處理超標(biāo)排放。

以上情況屬客觀情況，全國(guó)同類發(fā)電廠均存在此類問(wèn)題，因此環(huán)保部門對(duì)此情況不予通報(bào)。但是由于環(huán)保問(wèn)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(huì)責(zé)任，陸續(xù)有發(fā)電廠進(jìn)行加裝煙氣加熱器、旁路煙道等設(shè)備改造達(dá)到全負(fù)荷投運(yùn)脫硝的目的。

秦嶺電廠也特別重視機(jī)組啟動(dòng)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(wèn)題，組織進(jìn)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(guò)尾部煙道煙氣擋板進(jìn)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(lái)改變通過(guò)低溫再熱器和省煤器的煙氣量達(dá)到調(diào)節(jié)再熱蒸汽溫度的目的，穿過(guò)煙氣擋板后的煙氣進(jìn)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(qiáng)，低溫再熱器內(nèi)工質(zhì)相對(duì)溫度高的蒸汽，冷卻能力弱，因此可通過(guò)控制兩側(cè)煙氣通流量來(lái)達(dá)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(dá)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(dòng)中尿素?zé)峤怙L(fēng)也不能達(dá)到熱解溫度。但是由于改造后保留了電加熱器，因此在啟動(dòng)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(dá)到要求。

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

3.試驗(yàn)情況

3.1機(jī)組啟動(dòng)和停運(yùn)過(guò)程試驗(yàn)

3.1.1.目標(biāo)

實(shí)現(xiàn)機(jī)組并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)，使得凈煙NOx值從機(jī)組并網(wǎng)開始一直達(dá)標(biāo)。

3.1.2.技術(shù)措施

(1)鍋爐上水期間，及時(shí)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(diǎn)火后，及時(shí)投運(yùn)#2高加，#2高加疏水倒為緊急疏水。

(3)鍋爐點(diǎn)火前，通知熱工強(qiáng)制煙氣擋板關(guān)限位20%邏輯，手動(dòng)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(jī)組啟動(dòng)過(guò)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(dá)到?jīng)_轉(zhuǎn)參數(shù)后，及時(shí)投用再熱器減溫水，調(diào)節(jié)再熱汽溫滿足汽機(jī)沖轉(zhuǎn)要求。再熱器減溫水投用時(shí)，要加強(qiáng)高溫再熱器入口溫度的監(jiān)視，及時(shí)調(diào)整減溫水流量，必須保證減溫器后的蒸汽過(guò)熱度不得低于20℃，防止高溫再熱器進(jìn)水。再熱器減溫水流量偏大時(shí)，關(guān)小再熱器煙氣擋板，保證再熱器減溫水流量≤45噸/小時(shí)。

(6)啟動(dòng)過(guò)程中加強(qiáng)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)

(7)注意脫硝裝置進(jìn)、出口煙氣溫度變化情況，控制催化劑入口煙小于400℃。

(8)再熱器煙氣擋板全開時(shí)，加強(qiáng)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(wú)效時(shí)，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(shí)加強(qiáng)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(shí)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(diǎn)火后，采用煙氣換熱器與電加熱器串聯(lián)運(yùn)行的方式。一次風(fēng)機(jī)啟動(dòng)時(shí)即建立脫硝系統(tǒng)熱風(fēng)通道，保持煙氣換熱器運(yùn)行，熱解爐逐漸升溫。在汽機(jī)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(jī)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(yùn)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(yàn)結(jié)果

2017年5月13日在#8機(jī)組啟動(dòng)中運(yùn)行部依照上述技術(shù)措施進(jìn)行操作，#8機(jī)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(yàn)達(dá)到預(yù)期目的。(見圖2)

2017年6月17日在#7機(jī)組啟動(dòng)中按照以上操作，也保證了凈煙NOx值在機(jī)組并網(wǎng)后即達(dá)標(biāo)。

3.2機(jī)組深度調(diào)峰過(guò)程試驗(yàn)

目前#7、8機(jī)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(wèn)題。

4總結(jié)

經(jīng)過(guò)兩次啟動(dòng)，均能達(dá)到機(jī)組并網(wǎng)前投運(yùn)脫硝系統(tǒng)，保證并網(wǎng)后凈煙氣NOx值即達(dá)標(biāo)的目的，而且試驗(yàn)過(guò)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(shí)間內(nèi)影響機(jī)組效率，但影響很小。所以該措施切實(shí)可行，在以后的機(jī)組啟動(dòng)中可以持續(xù)使用。