馬方磊

(張家港華興電力有限公司， 江蘇蘇州 215627)

天然氣發(fā)電作為一種清潔高效的發(fā)電模式，具有環(huán)保、啟?？焖佟嵝矢呒罢{(diào)峰性能優(yōu)越等優(yōu)點(diǎn)。GE S109FA-SS燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機(jī)組(簡(jiǎn)稱S109FA-SS機(jī)組)的額定功率為395 MW(環(huán)境溫度為15 ℃)，燃?xì)廨啓C(jī)功率占2/3，汽輪機(jī)功率占1/3[1]。某電廠的S109FA-SS機(jī)組啟停十分頻繁，在機(jī)組啟動(dòng)和低負(fù)荷(小于170 MW)階段，余熱鍋爐煙囪冒黃煙現(xiàn)象十分明顯[2]，NOx排放質(zhì)量濃度最高達(dá)到230 mg/m3，超過(guò)國(guó)家環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)(50 mg/m3)，環(huán)保壓力很大。筆者對(duì)S109FA-SS機(jī)組啟動(dòng)過(guò)程中NOx排放量超標(biāo)的原因進(jìn)行分析，并通過(guò)主機(jī)設(shè)備技術(shù)改造和運(yùn)行操作優(yōu)化，降低機(jī)組啟動(dòng)過(guò)程中NOx排放量。

1 NOx排放量超標(biāo)原因分析

該GE 9FA燃?xì)廨啓C(jī)配置了18個(gè)DLN2.0+燃燒室，每個(gè)燃燒室的頭部均勻地布置了5只燃料噴嘴，每只噴嘴內(nèi)部都有1個(gè)供入擴(kuò)散燃燒燃料和1個(gè)供入預(yù)混燃燒燃料的通道，燃料分別來(lái)自D5、PM1、PM4 3路天然氣母管，各燃燒模式概況見(jiàn)表1。圖1為DLN2.0+燃燒室的氣體燃料系統(tǒng)示意圖。為了確保燃料在啟動(dòng)和低負(fù)荷工況下穩(wěn)定燃燒，燃料將隨機(jī)組的工況變化，分級(jí)供向各燃料噴嘴，形成不同的燃燒模式。

表1 燃燒模式概況

圖1 DLN2.0+燃燒室的氣體燃料系統(tǒng)

燃?xì)廨啓C(jī)點(diǎn)火至S109FA-SS機(jī)組負(fù)荷到170 MW經(jīng)歷3種燃燒模式階段，即擴(kuò)散燃燒模式(5只噴嘴的擴(kuò)散火焰均以擴(kuò)散燃燒模式工作)、次先導(dǎo)預(yù)混燃燒模式(5只噴嘴中1只噴嘴的擴(kuò)散火焰作為值班火焰)、先導(dǎo)預(yù)混燃燒模式(5只噴嘴的擴(kuò)散火焰都作為值班火焰)。擴(kuò)散火焰的燃燒區(qū)溫度高達(dá) 2 000～2 200 ℃，造成燃?xì)廨啓C(jī)的NOx排放量很高[3]，在經(jīng)過(guò)余熱鍋爐的過(guò)程中，燃燒不完全而生成的CO和未燃盡碳?xì)浠衔锏?，促使NO向NO2的轉(zhuǎn)化率大幅升高，導(dǎo)致煙氣中的NO2濃度顯著上升。NO2本身是一種紅棕色氣體，在被煙氣稀釋后則呈現(xiàn)黃棕色。啟動(dòng)、低負(fù)荷階段煙囪冒黃煙主要是NO2濃度較高所致，此時(shí)NOx排放質(zhì)量濃度會(huì)超過(guò)130 mg/m3[4]。

2 改造方案分析

采用DNL2.0+燃燒室的燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)，啟停過(guò)程中NOx排放量超標(biāo)和煙囪冒黃煙是不可避免的。通過(guò)燃燒室升級(jí)改造和采用選擇性催化還原(SCR)脫硝技術(shù)，都能改善機(jī)組的NOx排放特性。

2.1 燃燒室升級(jí)改造

將燃燒室升級(jí)改造為DLN2.6+后可進(jìn)一步降低NOx排放量，并擴(kuò)大預(yù)混燃燒模式的工作范圍；但僅能減輕機(jī)組啟停過(guò)程中冒黃煙和NOx排放量超標(biāo)的問(wèn)題。另外，燃燒室升級(jí)改造的費(fèi)用巨大，2臺(tái)機(jī)組的燃燒室升級(jí)改造，需要的費(fèi)用約為1.1億元，加上備品備件的儲(chǔ)備，總費(fèi)用將超過(guò)1.5億元，一般燃?xì)廨啓C(jī)電廠難以承受。而近年來(lái)，隨著國(guó)內(nèi)9F燃?xì)廨啓C(jī)電廠運(yùn)行時(shí)間不斷減少(部分燃?xì)廨啓C(jī)電廠年運(yùn)行時(shí)間僅500 h)，燃燒室升級(jí)改造后的成本難以收回，改造的經(jīng)濟(jì)性很差，目前江蘇同類(lèi)型9F燃?xì)廨啓C(jī)電廠尚無(wú)改造的先例。

2.2 采用SCR脫硝技術(shù)

SCR脫硝技術(shù)是在催化劑的作用下，向燃?xì)廨啓C(jī)的排氣中，噴還原劑將煙氣中的NOx還原為N2和H2O的技術(shù)。催化反應(yīng)器的尺寸較大，且要求布置在余熱鍋爐煙氣溫度介于290～400 ℃的區(qū)段上。該電廠2臺(tái)F級(jí)機(jī)組配套的余熱鍋爐在爐內(nèi)未預(yù)留SCR脫硝反應(yīng)器的安裝位置。雖然在爐內(nèi)可以進(jìn)行換熱面改造，但是難度較大；同時(shí)，由于換熱面改造的空間較小，換熱面積不充分，即便加裝脫硝裝置，脫硝效果也不會(huì)很好。故此方案理論上可行，實(shí)際上很難實(shí)現(xiàn)，同時(shí)企業(yè)也難以承擔(dān)高昂的改造費(fèi)用。

綜合考慮，該電廠擬通過(guò)深挖內(nèi)部節(jié)能減排的潛力，不斷優(yōu)化運(yùn)行操作，進(jìn)行技術(shù)改造以實(shí)現(xiàn)降低NOx排放量的要求。

3 運(yùn)行優(yōu)化和技術(shù)改造

針對(duì)啟停過(guò)程中的熱工邏輯及操作進(jìn)行優(yōu)化，對(duì)有關(guān)的系統(tǒng)進(jìn)行技術(shù)改造，緩解機(jī)組啟動(dòng)過(guò)程中NOx排放量超標(biāo)和冒黃煙問(wèn)題。

該電廠的S109FA-SS機(jī)組啟停頻繁，表2為2016年—2019年該機(jī)組的啟停情況。

表2 S109FA-SS機(jī)組的啟停情況

由表2可以看出：4年中機(jī)組熱態(tài)啟停次數(shù)占全部啟停次數(shù)的77%以上，可見(jiàn)熱態(tài)啟動(dòng)的優(yōu)化是降低S109FA-SS機(jī)組啟動(dòng)過(guò)程中NOx排放量的關(guān)鍵。熱態(tài)啟動(dòng)主要是指汽輪機(jī)高壓缸溫度超過(guò)370 ℃的啟動(dòng)，包括停機(jī)后不超過(guò)2 d的啟動(dòng)及兩班制(機(jī)組早上啟動(dòng)，晚間停運(yùn))啟動(dòng)方式。優(yōu)化的目的是加快機(jī)組的啟動(dòng)速度，縮短燃?xì)廨啓C(jī)預(yù)混燃燒模式之前的運(yùn)行時(shí)間。

3.1 性能加熱器熱工邏輯優(yōu)化

適應(yīng)燃?xì)廨啓C(jī)并網(wǎng)加負(fù)荷要求的天然氣溫度不低于149 ℃。圖2為性能加熱器控制流程圖，以鍋爐側(cè)(簡(jiǎn)爐側(cè))中壓省煤器出口的給水作為加熱介質(zhì)，加熱管程中的天然氣，通過(guò)位于性能加熱器加熱水出口管道上的溫控閥FV4233來(lái)控制天然氣的出口溫度，以滿足燃?xì)廨啓C(jī)燃燒室對(duì)天然氣韋伯指數(shù)的要求。

圖2 性能加熱器控制流程圖

原性能加熱器的邏輯為：

(1) 機(jī)組著火且中壓省煤器出口給水溫度>57 ℃時(shí)，F(xiàn)V4233自動(dòng)投入。

(2) 機(jī)組并網(wǎng)汽輪機(jī)高壓缸溫度超過(guò)450 ℃，天然氣溫度控制自動(dòng)設(shè)定為188 ℃；性能加熱器進(jìn)口水溫與出口天然氣溫度偏差為3 K。

該邏輯下，機(jī)組并網(wǎng)后，MKVI操作系統(tǒng)上顯示燃?xì)廨啓C(jī)側(cè)天然氣溫度上升緩慢，啟機(jī)過(guò)程中經(jīng)常發(fā)生“天然氣溫度低減負(fù)荷報(bào)警”、“韋伯指數(shù)限制加負(fù)荷”，進(jìn)而影響燃?xì)廨啓C(jī)加負(fù)荷，低負(fù)荷階段停留時(shí)間偏長(zhǎng)，NOx排放量超標(biāo)，煙囪冒黃煙的時(shí)段較長(zhǎng)。

將性能加熱器邏輯進(jìn)行優(yōu)化，優(yōu)化后的性能加熱器邏輯為：

(1) 機(jī)組著火且中壓省煤器出口給水溫度>57 ℃時(shí)， FV4233自動(dòng)投入。

(2) 汽輪機(jī)高壓缸溫度大于450 ℃時(shí)，當(dāng)發(fā)電機(jī)并網(wǎng)后，直接允許性能加熱器將天然氣溫度控制在188 ℃，同時(shí)升溫速度偏差(設(shè)定值-測(cè)量值)由原來(lái)的3 K設(shè)定為10 K，待性能加熱器出口天然氣溫度達(dá)到170 ℃時(shí)，升溫速度偏差返回到3 K。

邏輯優(yōu)化后，機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)方式下控制FV4233在機(jī)組點(diǎn)火后迅速開(kāi)啟，且開(kāi)啟的速率較優(yōu)化前快，加熱的水質(zhì)量流量很快達(dá)到了20 t/h，明顯加快了天然氣溫度的上升速率。優(yōu)化后在不同燃燒模式下燃?xì)廨啓C(jī)各階段運(yùn)行的時(shí)間也發(fā)生了變化，整個(gè)啟動(dòng)過(guò)程中，不會(huì)因?yàn)樘烊粴鉁囟绕投绊懭細(xì)廨啓C(jī)的加負(fù)荷，縮短了擴(kuò)散燃燒和先導(dǎo)預(yù)混燃燒模式下的運(yùn)行時(shí)間，相應(yīng)也減少了NOx的排放量，減少了煙囪冒黃煙的時(shí)間。

3.2 主機(jī)操作優(yōu)化

該電廠機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)期間，從并網(wǎng)至滿足汽輪機(jī)高壓缸進(jìn)汽條件的時(shí)間為55 min左右，明顯高于其他電廠的同類(lèi)型機(jī)組(25～35 min)，更高于GE公司啟動(dòng)曲線(見(jiàn)圖3)推薦的22 min。

圖3 GE公司推薦的S109FA-SS機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)曲線

從圖3可以看出：從機(jī)組并網(wǎng)至汽輪機(jī)帶負(fù)荷時(shí)間約為11 min，燃?xì)廨啓C(jī)并網(wǎng)后帶負(fù)荷50～58 MW，維持17 min左右，之后汽輪機(jī)協(xié)同燃?xì)廨啓C(jī)負(fù)荷可迅速提升至基本負(fù)荷。其間，燃?xì)廨啓C(jī)升負(fù)荷速率主要受限于汽輪機(jī)高中壓缸熱應(yīng)力影響。若汽輪機(jī)可進(jìn)汽時(shí)間偏長(zhǎng)，不僅影響整個(gè)S109FA-SS機(jī)組的升負(fù)荷率及熱效率，還將導(dǎo)致燃?xì)廨啓C(jī)在NOx排放量超標(biāo)(煙囪冒黃煙)的工況下逗留的時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，造成較大的環(huán)保壓力。因此，汽輪機(jī)進(jìn)汽速度就成為影響燃?xì)廨啓C(jī)啟動(dòng)過(guò)程中NOx排放量的關(guān)鍵。

從圖3還可以看出：在機(jī)組啟動(dòng)初期，汽輪機(jī)高壓缸未進(jìn)汽前，由于燃?xì)廨啓C(jī)負(fù)荷受限，從點(diǎn)火啟動(dòng)至170 MW負(fù)荷間的NOx排放量均超標(biāo)的時(shí)段較長(zhǎng)；而170 MW以上負(fù)荷階段，燃燒處于預(yù)混燃燒模式下，NOx排放質(zhì)量濃度僅35 mg/m3，低于國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)(見(jiàn)表1)。因此，熱態(tài)啟動(dòng)過(guò)程中應(yīng)盡可能縮短低負(fù)荷工況的運(yùn)行時(shí)間則可大幅改善機(jī)組的NOx排放特性，從而發(fā)揮燃?xì)廨啓C(jī)清潔發(fā)電的優(yōu)勢(shì)。

機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)時(shí)，滿足高壓缸進(jìn)汽的條件為：高壓主蒸汽調(diào)節(jié)閥前蒸汽壓力達(dá)到4.0 MPa且溫度不低于510 ℃。當(dāng)滿足高壓缸進(jìn)汽條件時(shí)，運(yùn)行人員才有權(quán)在MKVI操作系統(tǒng)上進(jìn)行高壓缸進(jìn)汽操作。汽輪機(jī)高壓缸進(jìn)汽后，整套機(jī)組將由單燃?xì)廨啓C(jī)循環(huán)轉(zhuǎn)為聯(lián)合循環(huán)運(yùn)行。

圖4為主蒸汽系統(tǒng)簡(jiǎn)圖。

圖4 主蒸汽系統(tǒng)簡(jiǎn)圖

在原有系統(tǒng)的條件下，機(jī)組并網(wǎng)后，由于爐側(cè)蒸汽溫度T1及汽輪機(jī)側(cè)高壓旁路前蒸汽溫度T2能夠很快滿足要求，擬通過(guò)提高a點(diǎn)至b點(diǎn)管段的疏水量，加快高壓主蒸汽調(diào)節(jié)閥前蒸汽溫度T3的升溫速率，進(jìn)行了如下的運(yùn)行操作優(yōu)化：

(1) 停機(jī)后爐側(cè)保溫保壓?？刂浦袎浩鼔毫υ?.2～2.5 MPa；高壓汽包壓力在7.5～8.5 MPa。

(2) 機(jī)組“AUTO”“START”前開(kāi)啟高壓主蒸汽調(diào)節(jié)閥前疏水，機(jī)組啟動(dòng)升速后迅速關(guān)閉該疏水，維持汽輪機(jī)側(cè)主蒸汽壓力及溫度，避免管道熱量損失。

(3) 機(jī)組并網(wǎng)后待高壓旁路調(diào)節(jié)閥自動(dòng)開(kāi)至60%時(shí)，將高壓旁路調(diào)節(jié)閥切手動(dòng)，維持60%的開(kāi)度。

(4) 待T2高于T3時(shí)開(kāi)啟汽輪機(jī)側(cè)高壓主蒸汽調(diào)節(jié)閥前疏水及汽輪機(jī)側(cè)高壓疏水，以便盡快提高T3。

(5) 滿足高壓缸進(jìn)汽條件時(shí)，手動(dòng)將高壓旁路調(diào)節(jié)閥開(kāi)至100%并投入自動(dòng)，做好高壓缸進(jìn)汽準(zhǔn)備。

(6) 高壓缸進(jìn)汽過(guò)程中，當(dāng)高壓調(diào)節(jié)閥開(kāi)度大于8%后，退出溫度匹配，并將MKVI操作系統(tǒng)上進(jìn)汽壓力設(shè)定值設(shè)定為32 kg/cm2，投入IPC IN(入口壓力控制模式)，檢查高壓旁路調(diào)節(jié)閥逐步關(guān)閉情況，控制高壓汽包水位，預(yù)選聯(lián)合循環(huán)負(fù)荷為280 MW或基本負(fù)荷。

表3為熱態(tài)啟機(jī)操作優(yōu)化前后情況的對(duì)比。由表3可以看出：熱態(tài)啟動(dòng)過(guò)程中，僅通過(guò)系統(tǒng)操作優(yōu)化后，機(jī)組并網(wǎng)至高壓缸進(jìn)汽的時(shí)間就減少15 min，改善了啟動(dòng)過(guò)程中的污染物排放指標(biāo)，同時(shí)也提升了啟動(dòng)過(guò)程的節(jié)能效果。

表3 熱態(tài)起機(jī)操作優(yōu)化前后對(duì)比

3.3 高壓主蒸汽系統(tǒng)技改

高壓主蒸汽管路上共有6路高壓疏水，其中：爐側(cè)高壓疏水4路，汽輪機(jī)側(cè)高壓疏水2路(見(jiàn)圖4)。高壓旁路管路a點(diǎn)經(jīng)高壓進(jìn)汽管道至高壓主蒸汽調(diào)節(jié)閥前b點(diǎn)的距離約為11 m，汽輪機(jī)側(cè)疏水管內(nèi)徑為40 mm，高壓主蒸汽調(diào)節(jié)閥前疏水管內(nèi)徑僅為16 mm，高壓進(jìn)汽管內(nèi)徑為260 mm。機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)并網(wǎng)后，投入溫度匹配，入口導(dǎo)葉(IGV)刻度為49°，燃?xì)廨啓C(jī)排煙溫度達(dá)到566 ℃，此時(shí)主蒸汽壓力在4.2 MPa左右，經(jīng)過(guò)爐側(cè)高壓疏水及汽輪機(jī)側(cè)高壓旁路全開(kāi)作用，T1迅速由460 ℃上升至545 ℃，耗時(shí)約10 min，T2達(dá)到了540 ℃，耗時(shí)約15 min，T1、T2均能滿足GE公司規(guī)定的高壓缸進(jìn)汽條件，但由于高壓旁路管路至高壓主蒸汽調(diào)節(jié)閥前管路上疏水較少(僅有汽輪機(jī)側(cè)疏水及主蒸汽調(diào)節(jié)閥前疏水)，壓力達(dá)到4.2 MPa時(shí)2路疏水的疏水總量偏小，且存在疏水死區(qū)(a點(diǎn)至b點(diǎn)區(qū)域)，以致T3較低；高壓缸進(jìn)汽前的缸溫達(dá)到515 ℃以上，此時(shí)T3僅為470 ℃左右，比GE公司要求的溫度低了40 K以上。通過(guò)主蒸汽調(diào)節(jié)閥前疏水將T3緩慢暖至要求溫度的時(shí)間約為55 min，明顯長(zhǎng)于其他電廠同類(lèi)型機(jī)組(25～35 min)。因此，擬在主蒸汽調(diào)節(jié)閥前增加1路疏水。

3.3.1 增加高壓疏水點(diǎn)的選取

在T3測(cè)點(diǎn)后，靠近高壓主蒸汽調(diào)節(jié)閥閥座前水平管道上加裝疏水點(diǎn)。加裝DN50的疏水管，同時(shí)增加1個(gè)電動(dòng)閥及1個(gè)手動(dòng)閥(見(jiàn)圖4)。

3.3.2 增加疏水后的目的

由于存在疏水死區(qū)(c點(diǎn)至b點(diǎn))，該區(qū)域僅有1路汽輪機(jī)側(cè)疏水(管內(nèi)徑僅為16 mm)，疏水量偏小，嚴(yán)重影響了死區(qū)管道中蒸汽的溫升，為此通過(guò)增加該區(qū)段的疏水量，加速提高疏水死區(qū)的溫升，以盡快滿足高壓缸進(jìn)汽條件。

3.3.3 增加疏水后的效果

在主機(jī)系統(tǒng)操作優(yōu)化的基礎(chǔ)上，開(kāi)啟疏水電動(dòng)閥后，疏水死區(qū)的質(zhì)量流量上升約5 t/h，T3上升速度明顯加快，從并網(wǎng)至T3滿足高壓缸進(jìn)汽條件所需時(shí)間為27 min左右，完全達(dá)到了同類(lèi)型機(jī)組的水平。表4為高壓主蒸汽系統(tǒng)技改前后的數(shù)據(jù)對(duì)比。

表4 高壓主蒸汽系統(tǒng)技改前后的數(shù)據(jù)對(duì)比

3.4 系統(tǒng)優(yōu)化后安全性分析

燃?xì)廨啓C(jī)停機(jī)后由于鍋爐蓄熱量較大，通常通過(guò)開(kāi)啟高、中壓過(guò)熱器疏水來(lái)控制汽包不超壓，導(dǎo)致兩班制啟機(jī)時(shí)高、中、低壓汽包的壓力均較低，熱量被大量浪費(fèi)。同時(shí)，疏水的開(kāi)啟會(huì)造成爐側(cè)及汽輪機(jī)側(cè)蒸汽管道溫降較大，一旦燃?xì)廨啓C(jī)點(diǎn)火后排煙溫度迅速上升，又使得爐側(cè)及汽輪機(jī)側(cè)管道溫度迅速上升，勢(shì)必造成主蒸汽管道的交變應(yīng)力較大，不利于設(shè)備安全。

主機(jī)系統(tǒng)操作優(yōu)化后，機(jī)組停機(jī)以后對(duì)爐側(cè)及汽輪機(jī)側(cè)管道保溫保壓，使得管道的交變應(yīng)力大大減少，管道使用壽命得到延長(zhǎng)；同時(shí)造成燃燒室頭部火焰不均勻的次先導(dǎo)預(yù)混燃燒模式的運(yùn)行時(shí)間相對(duì)縮短，有利于燃燒室的安全運(yùn)行，提高了燃燒室的使用壽命。

在高壓主蒸汽管道上開(kāi)口并加裝疏水電動(dòng)閥后易引起局部應(yīng)力，對(duì)焊接工藝要求較高；機(jī)組頻繁啟停容易在焊口處產(chǎn)生較大應(yīng)力，損壞焊口。GE公司要求汽輪機(jī)側(cè)高壓主蒸汽溫升速率不得超過(guò)5 K/min，通過(guò)機(jī)組啟動(dòng)監(jiān)測(cè)，新加裝疏水后實(shí)際最大溫升速率約為4.1 K/min，仍滿足GE公司要求；停機(jī)后維護(hù)人員重點(diǎn)檢查了主蒸汽調(diào)節(jié)閥閥座、管道支架的變形情況及汽輪機(jī)側(cè)高壓主蒸汽U形彎吸收管道熱膨脹情況，均未發(fā)現(xiàn)異常，證明此次高壓主蒸汽管道的技改是可行的。

4 優(yōu)化改造的效果

通過(guò)性能加熱器邏輯優(yōu)化、主機(jī)系統(tǒng)操作優(yōu)化和汽輪機(jī)側(cè)高壓主蒸汽系統(tǒng)技改后，提高了S109FA-SS機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)的速度，縮短了低負(fù)荷工況下的運(yùn)行時(shí)間。表5為系統(tǒng)優(yōu)化和技改后機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)過(guò)程中從點(diǎn)火至基本負(fù)荷期間各燃燒模式的實(shí)際運(yùn)行情況。

表5 優(yōu)化后熱態(tài)啟動(dòng)各燃燒模式的運(yùn)行時(shí)間分布

從表1和表5可以看出：優(yōu)化前D5運(yùn)行總時(shí)間為75 min，優(yōu)化后D5運(yùn)行總時(shí)間為45 min；系統(tǒng)優(yōu)化后機(jī)組每次啟動(dòng)，先導(dǎo)預(yù)混燃燒模式運(yùn)行的時(shí)間縮短約30 min，明顯縮短了煙囪冒黃煙的時(shí)間。

圖5為優(yōu)化操作和技改后熱態(tài)啟動(dòng)低負(fù)荷階段NOx排放質(zhì)量濃度曲線。在燃?xì)廨啓C(jī)處于先導(dǎo)預(yù)混燃燒模式下，計(jì)算NOx標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的減排量(煙囪內(nèi)徑為7 m)。

圖5 熱態(tài)啟動(dòng)低負(fù)荷階段NOx質(zhì)量濃度變化趨勢(shì)

取煙氣平均流速約12.8 m/s，取NOx平均排放質(zhì)量濃度100 mg/m3，每年機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)超過(guò)150次， 優(yōu)化操作和技改后每次熱態(tài)啟動(dòng)低負(fù)荷階段運(yùn)行時(shí)間縮短約30 min，則全年的NOx減排量約為9.37 t。

5 結(jié)語(yǔ)

在設(shè)備安全的前提下大力實(shí)施系統(tǒng)的技改和操作優(yōu)化，不僅可以有效降低發(fā)電成本，更能有效減少機(jī)組的NOx排放量，減少對(duì)環(huán)境的污染。通過(guò)優(yōu)化操作和技改，將煙囪冒黃煙時(shí)間縮短約30 min，預(yù)計(jì)全年可減少NOx排放量達(dá)9.37 t。