1 000 MW超超臨界機(jī)組啟動(dòng)過程中脫硝全負(fù)荷投運(yùn)策略研究與應(yīng)用

(廣東大唐國際潮州發(fā)電有限責(zé)任公司，廣東 潮州 515723)

隨著國家對(duì)環(huán)境保護(hù)越來越重視，環(huán)保設(shè)施的運(yùn)行監(jiān)管也越來越嚴(yán)格,目前在脫硫、脫硝和除塵三大環(huán)保設(shè)施中，脫硝設(shè)施由于受選擇性催化還原(selective catalytic reduction，SCR)技術(shù)工藝特點(diǎn)的影響，利用率最低，主要原因是SCR催化劑受煙氣溫度條件的限制[1]。根據(jù)目前已投運(yùn)SCR脫硝裝置，催化劑一般允許運(yùn)行溫度區(qū)間在305～420 ℃，由于機(jī)組啟動(dòng)過程中爐膛溫度低，若不采取有效的改造和運(yùn)行控制措施，并網(wǎng)時(shí)脫硝SCR工作煙溫達(dá)不到催化劑的最低溫度要求(305 ℃)，脫硝SCR系統(tǒng)無法投運(yùn)。本文深入研究脫硝全負(fù)荷投運(yùn)策略，從運(yùn)行優(yōu)化入手，利用各項(xiàng)有利邊界條件，最終實(shí)現(xiàn)機(jī)組并網(wǎng)前脫硝入口煙溫大于305 ℃并全負(fù)荷投入脫硝。

1 脫硝SCR系統(tǒng)簡介

1 000 MW機(jī)組脫硝SCR系統(tǒng)是由藍(lán)天求是環(huán)保公司設(shè)計(jì)，采取選擇性催化還原(SCR)法來達(dá)到去除煙氣中NOx的目的，配置 2臺(tái) SCR反應(yīng)器，采用純度為 99.6%的液氨作為脫硝系統(tǒng)的反應(yīng)劑。脫硝系統(tǒng)設(shè)計(jì)2層催化劑，脫硝效率可達(dá)81%，設(shè)計(jì)3層催化劑，脫硝效率可達(dá)90%；催化劑設(shè)計(jì)允許最高使用溫度427 ℃，允許最低使用溫度300 ℃。[1]

兩臺(tái)1 000 MW機(jī)組均已進(jìn)行超低排放改造，設(shè)計(jì)3層催化劑，NOx排放限值為50 mg/Nm3。

機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)，脫硝入口煙氣溫度控制在305～400 ℃，低于305 ℃時(shí)煙溫低保護(hù)動(dòng)作。

2 省煤器煙氣旁路擋板概述

某電廠1 000 MW機(jī)組2014年加裝了省煤器煙氣旁路，煙氣抽取位置選擇在尾部后煙道低溫過熱器管屏中、下層之間抽高溫?zé)煔猓诿撓跞肟跓煹捞庍M(jìn)行混合。抽取煙氣量設(shè)計(jì)：在40%THA工況下抽取276.15 t/h的煙氣，占總煙氣量的6%。

由于當(dāng)時(shí)省煤器煙氣旁路改造的主要目的是實(shí)現(xiàn)機(jī)組40%額定負(fù)荷下脫硝連續(xù)投運(yùn)，設(shè)計(jì)煙氣抽取量較小。若機(jī)組冷態(tài)啟動(dòng)時(shí)單純依靠省煤器煙氣旁路擋板調(diào)節(jié)，需要機(jī)組負(fù)荷大于300 MW，才能滿足脫硝入口煙溫大于305 ℃的條件，省煤器煙氣旁路無法滿足機(jī)組啟動(dòng)過程中的全負(fù)荷投運(yùn)的需求，脫硝被迫退出約4 h。

3 脫硝全負(fù)荷投運(yùn)策略

脫硝催化劑的工作溫度有一定范圍。溫度過高(大于450 ℃)時(shí)，催化劑會(huì)加速老化；溫度過低(小于300 ℃)時(shí)，在催化劑的作用下，會(huì)發(fā)生另外的反應(yīng)生成氨鹽，該物質(zhì)黏性大，易黏結(jié)在催化劑和鍋爐尾部的受熱面上，影響鍋爐運(yùn)行[2]。為保證在機(jī)組并網(wǎng)前脫硝入口煙溫達(dá)到催化劑設(shè)計(jì)溫度(305 ℃)以上，并實(shí)現(xiàn)脫硝全負(fù)荷投運(yùn)，某電廠打破超超臨界鍋爐啟動(dòng)過程中以往的操作慣性思維，在運(yùn)行調(diào)整方面，開展了系統(tǒng)性的優(yōu)化工作。

3.1 準(zhǔn)備工作優(yōu)化

機(jī)組啟動(dòng)過程中，為防止出現(xiàn)管道漏氨、設(shè)備故障等影響脫硝SCR系統(tǒng)投運(yùn)，需提前做好以下準(zhǔn)備工作。

1) 若脫硝 SCR 區(qū)管路進(jìn)行過檢修，應(yīng)在點(diǎn)火前完成氨氣管路的氮?dú)獬鋲翰槁┕ぷ?，使管道處于保壓狀態(tài)(壓力大于 0.3 MPa)。

2) 鍋爐點(diǎn)火后確認(rèn)脫硝供氨總閥(氨站)開啟，管道無漏氨，提前導(dǎo)通脫硝 SCR 區(qū)系統(tǒng)，脫硝入口煙溫大于 250 ℃時(shí)，開啟脫硝 SCR區(qū)供氨手動(dòng)總閥，脫硝系統(tǒng)具備隨時(shí)投入條件。

3) 鍋爐點(diǎn)火后全開省煤器煙氣旁路擋板。

3.2 摻配煤優(yōu)化

鍋爐采用啟動(dòng)A磨煤機(jī)等離子點(diǎn)火，在啟機(jī)階段，為保證盡早啟動(dòng)第二套和第三套制粉系統(tǒng)，以提高煙氣量和爐膛出口煙氣溫度，優(yōu)化機(jī)組啟動(dòng)過程中的摻配煤方式。制訂用煤計(jì)劃時(shí)，根據(jù)煤場(chǎng)存煤情況，充分考慮配煤方式并計(jì)算入爐煤發(fā)熱量，在保證燃燒穩(wěn)定的前提下，盡量降低入爐煤發(fā)熱量，3臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行時(shí)入爐煤發(fā)熱量控制在4 300 kcal/kg。

根據(jù)實(shí)際摻燒的煤種，選擇采用以下3種上煤方案：①A磨煤機(jī)摻配高熱值煤(準(zhǔn)混或神華)，其他磨煤機(jī)摻配低熱值褐煤；②A磨煤機(jī)選擇爐外摻配，同友(或神華煤)與褐煤1：1摻配，其他磨煤機(jī)摻配褐煤；③A磨煤機(jī)摻配高熱值煤種或混煤，煤倉暫上至6 m，其他磨煤機(jī)摻配低熱值褐煤，待爐膛溫度升高后A倉更換為低熱值褐煤。

同友煤揮發(fā)份偏低，等離子點(diǎn)火時(shí)燃盡性差，易造成尾部受熱面未燃盡煤粉沉積；褐煤水分大，磨煤機(jī)出口溫度過低(50 ℃以下)，易造成煤粉在粉管內(nèi)結(jié)露和沉降；點(diǎn)火初期，考慮到鍋爐燃燒穩(wěn)定性和安全性，不采用A磨煤機(jī)單燒塔山煤或單燒褐煤方式。

3.3 磨煤機(jī)啟動(dòng)優(yōu)化

磨煤機(jī)的出力和運(yùn)行臺(tái)數(shù)直接影響到等離子燃燒器的安全和爐膛出口煙溫溫升率水平，優(yōu)化磨煤機(jī)啟動(dòng)節(jié)點(diǎn)和啟動(dòng)順序，有利于提高爐膛出口煙溫。

1)汽機(jī)3 000 r/min暖機(jī)時(shí)啟動(dòng)第二套制粉系統(tǒng)。采用等離子點(diǎn)火時(shí)，根據(jù)等離子燃燒器最大出力要求，選擇在A磨煤機(jī)給煤量達(dá)72 t/h前啟動(dòng)第二套制粉系統(tǒng)。

2)鍋爐轉(zhuǎn)干態(tài)前啟動(dòng)第三套制粉系統(tǒng)。

3)在保證燃燒充分的前提下，啟動(dòng)備用磨煤機(jī)時(shí)，第二臺(tái)磨煤機(jī)優(yōu)先選擇中層磨，第三臺(tái)磨煤機(jī)選擇中層或者上層磨，以盡可能地提高爐膛火焰中心和出口煙溫。

3.4 汽溫控制優(yōu)化

在提高煙氣溫度的同時(shí)，蒸汽溫度對(duì)煙氣溫度影響較大，汽機(jī)沖車、暖機(jī)以及機(jī)組并網(wǎng)后需根據(jù)機(jī)組啟動(dòng)溫升率曲線同步升溫，以提高爐膛出口煙溫。

汽機(jī)沖車暖機(jī)期間，按規(guī)定升溫率(不超過1 ℃/min)逐漸提高過、再熱汽溫至450 ℃，暖機(jī)結(jié)束后繼續(xù)升溫，逐漸提高過、再熱汽溫至500 ℃；機(jī)組并網(wǎng)后逐漸提高過、再熱汽溫至550 ℃。

3.5 提高給水溫度

給水溫度升高后，省煤器以及鍋爐的有效換熱溫差減少，從而提高省煤器出口煙氣溫度以及爐膛出口溫度，對(duì)提高脫硝入口煙氣溫度有利，機(jī)組啟動(dòng)期間，提高給水溫度的方法主要有以下幾點(diǎn)：

1) 盡量提高輔汽壓力和溫度，提高除氧器水溫；

2) 汽機(jī)沖轉(zhuǎn)3 000 r/min定速后，隨機(jī)暖投高加系統(tǒng)，掛閘后即打開各抽汽閥、高加進(jìn)汽閥；

3) 在鍋爐水質(zhì)合格的前提下，盡量減少工質(zhì)外排，減少補(bǔ)水量，避免溫度相對(duì)較低的給水進(jìn)入省煤器；

3.6 過再熱煙氣擋板調(diào)整

由于加裝了省煤器煙氣旁路擋板，過熱煙氣擋板的操作對(duì)脫硝入口煙溫影響較大，通過試驗(yàn)，關(guān)小過熱煙氣擋板對(duì)脫硝入口煙溫有利，擋板操作總結(jié)如下：

1) 沖車前過熱煙氣擋板和再熱煙氣擋板開度均保持100%；

2) 脫硝入口煙溫大于280 ℃以上，關(guān)小過熱煙氣擋板，最小可關(guān)至20%，再熱煙氣擋板保持100%。

3) 脫硝入口煙溫大于305 ℃以上，根據(jù)兩側(cè)煙溫調(diào)整過熱煙氣擋板，某側(cè)偏低時(shí)，關(guān)小對(duì)應(yīng)側(cè)過熱煙氣擋板；某側(cè)煙溫偏高時(shí)，逐漸開啟對(duì)應(yīng)側(cè)過熱煙氣擋板。

3.7 并網(wǎng)后參數(shù)控制優(yōu)化

機(jī)組并網(wǎng)后隨著機(jī)組負(fù)荷上漲，高旁減壓閥關(guān)閉，給水溫度降低，蒸汽流量增大，脫硝入口煙溫會(huì)出現(xiàn)下降，若負(fù)荷上漲速率較快，下降速率隨之加快，至轉(zhuǎn)干態(tài)前煙溫下降幅度10～15 ℃。因此，為防止并網(wǎng)后脫硝入口煙溫降至305 ℃以下，脫硝被迫退出，還需采取以下措施：①并網(wǎng)后控制升負(fù)荷速率，按規(guī)定初負(fù)荷暖機(jī)并逐漸升負(fù)荷；②并網(wǎng)后逐漸提高主再熱汽溫至550 ℃。

4 投運(yùn)策略應(yīng)用情況

通過機(jī)組并網(wǎng)前、后優(yōu)化策略的有效實(shí)施和應(yīng)用，可實(shí)現(xiàn)機(jī)組并網(wǎng)前脫硝入口煙溫達(dá)到310 ℃以上，并網(wǎng)后漲負(fù)荷過程中也能始終維持在307 ℃以上，最終實(shí)現(xiàn)啟機(jī)過程中脫硝全負(fù)荷投運(yùn)，某電廠3#機(jī)組2018年11月06日啟機(jī)脫硝入口煙溫變化趨勢(shì)曲線如圖1所示。

圖1 某廠3#機(jī)組啟機(jī)脫硝入口煙溫變化趨勢(shì)圖

脫硝全負(fù)荷投運(yùn)策略應(yīng)用前后各工況參數(shù)對(duì)比如表1所示。從表1中可以看出，投運(yùn)策略應(yīng)用后，負(fù)荷升至300 MW前，給水溫度上升約15 ℃，省煤器出口溫度在轉(zhuǎn)干態(tài)前上升約25 ℃，脫硝入口煙溫上升15～20 ℃，耗標(biāo)煤量減少約18 t/h，負(fù)荷大于300 MW后各參數(shù)趨于一致。

表1 脫硝全負(fù)荷投運(yùn)策略應(yīng)用前后各工況參數(shù)對(duì)比

5 應(yīng)用效果

實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝前，2015年05月至2016年10月，1 000 MW機(jī)組共計(jì)啟動(dòng)10次，并網(wǎng)后脫硝平均退出時(shí)間為3.745 h。2017年實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝，并網(wǎng)前投入脫硝，全年1 000 MW機(jī)組共計(jì)啟動(dòng)9次，每次啟機(jī)NOx減排4 h以上。

根據(jù)脫硝全負(fù)荷投運(yùn)策略應(yīng)用前后數(shù)據(jù)，每次機(jī)組啟動(dòng)可提前4 h爭取到脫硝環(huán)保電價(jià)和超低排放補(bǔ)貼，按并網(wǎng)后4 h累計(jì)發(fā)電量840 MW，脫硝環(huán)保電價(jià)10元/MW·h，超低排放補(bǔ)貼10元/MW·h核算，收益1.68萬元；每次機(jī)組啟動(dòng)可至少節(jié)約標(biāo)煤18 t，按煤價(jià)800元/t核算，收益1.44萬元，合計(jì)直接收益3.12萬元。按某廠2017年1 000 MW機(jī)組啟機(jī)9次計(jì)算，一年可獲得直接收益3.12萬元×9=28.08萬元。

6 結(jié)語

機(jī)組冷態(tài)啟動(dòng)時(shí)單純依靠煙氣旁路擋板調(diào)節(jié)，滿足脫硝入口煙溫大于305 ℃的條件，必須待機(jī)組負(fù)荷大于300 MW后，期間脫硝被迫退出約4 h。脫硝全負(fù)荷投運(yùn)策略的成功實(shí)施和應(yīng)用，不但實(shí)現(xiàn)了脫硝全負(fù)荷投運(yùn)，減少了NOx濃度排放量，提高了環(huán)保設(shè)施利用率，為公司更早爭取到了脫硝環(huán)保電價(jià)，也通過提高給水溫度和主再熱汽溫，節(jié)約了機(jī)組啟動(dòng)過程中的耗煤量，社會(huì)效益和經(jīng)濟(jì)效益顯著。1 000 MW機(jī)組并網(wǎng)前投入脫硝的成功經(jīng)驗(yàn)，可以為同類型機(jī)組提供有益的借鑒與參考。