600 MW燃煤機組并網前投入脫硝系統的技術實踐

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，并頻繁參與啟停調峰。機組啟動并網前因脫硝系統入口煙氣溫度偏低，影響脫硝系統正常投運。通常,機組并網后接帶50%額定負荷時,脫硝系統才具備投運條件，期間所發電量由于脫硝排放超標，導致環保電價無法兌現。2016年、2017年華能銅川照金電廠2臺機組共啟停26次，期間脫硝超標所發電量約46.85 GW·h，導致扣減環保電價款約121萬元。為了減少機組啟停造成的環保電價款損失，同時提升企業的環保形象，2018年4月華能銅川照金電廠在未進行設備技術改造的前提下，通過優化運行操作，實現了機組并網前投入脫硝系統。本文介紹主要技術措施及相關參數的變化情況。圖1為2018年4月1日#1機組啟動并網前投入脫硝系統的畫面。

圖1 2018年4月1日 #1機組啟動并網前投入脫硝系統的畫面

2 設備概況

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、固態排渣、鍋爐露天布置、全鋼架懸吊結構、強制循環汽包爐，最大連續蒸發量為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。2014年、2015年2臺機組先后進行了超低排放改造。脫硝系統采取選擇性催化還原(SCR)法,脫硝反應器布置在鍋爐省煤器與空氣預熱器(以下簡稱空預器)之間，為高溫高塵布置，采用蜂窩式催化劑，運行溫度為305～420 ℃；脫硝系統入口NOx平均質量濃度為250 mg/m3，煙囪入口凈煙氣NOx排放質量濃度按不超過50 mg/m3進行控制；催化劑最低連續噴氨溫度為295 ℃[1]。

3 主要技術措施

3.1 適當降低連續噴氨溫度

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脫硝系統入口煙溫升高到硫酸氫氨結露溫度以上運行一段時間后，隨著(NH4)2SO4或NH4HSO4的揮發，催化劑活性可完全恢復，對催化劑的壽命影響不大[2]。

(1)工況1：煤質硫分1.20%～1.50%；入口NOx質量濃度450 mg/m3；H2O的質量分數8.6%。試驗結果如圖2所示，圖中：K/K0為催化劑的活性系數；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，且有活性恢復不徹底的風險。

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

圖3 工況2

試驗結果證明：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，催化劑微孔內沉積的少量硫酸氫氨不斷釋放，催化劑性能不斷恢復，且速度加快，10 h后催化劑活性可以恢復。

基于以上2個試驗可知：從機組啟動到脫硫系統入口煙溫達到310 ℃前，應確保燃煤硫分維持在較低水平，并確保對應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。基于以上試驗數據，結合機組運行數據并保有一定安全余量，將催化劑最低連續噴氨溫度由295 ℃調整為285 ℃，同時要求機組并網后快速升負荷，3 h之內將該溫度升高至305 ℃以上。

3.2 優化啟動用煤

鍋爐啟動期間采用低硫、高揮發分的煤種。低硫是為減輕啟動階段對空預器等后續設備的腐蝕及降低最低噴氨溫度；高揮發分則為降低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，提高脫硫系統入口煙氣溫度。采取的主要做法有：

(1)并網前開啟鍋爐省煤器再循環電動門，減弱省煤器水側的吸熱量。

(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，亦可防止省煤器區域出現較大的煙氣溫降，提高爐內溫度，創造有利的燃燒條件，還可以增大沖轉進汽量，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投入，通過配煤、配風、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，關小主燃燒器區域二次小風門，開大燃盡風門，同時上擺燃燒器擺角，目的是提高火焰中心，同時降低脫硝系統入口NOx生成量。

(2)鍋爐燃燒穩定后，可通過適當增加運行磨煤機一次風量的方式使煤粉燃燒適當推后，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整鍋爐總風量的經驗得出：保持合適的總風量不但能夠起到提高脫硝系統入口煙溫的效果，而且能夠起到降低脫硝系統入口NOx生成量的效果。推薦并網前鍋爐實際總風量與額定總風量比值控制在42.5%。

3.5 提高蒸汽溫度

啟動階段，爐側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、暖機階段將主蒸汽溫度由恒溫控制優化為滑參數控制，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 調整前、后參數對比

通過采取上述措施，機組并網前將脫硝系統兩側入口煙氣溫度調整至約298 ℃，煙溫達到了脫硝催化劑最低連續噴氨溫度之上，實現了機組并網前投入脫硝系統的目的。機組主要參數調整前后對比如下：

(1)脫硝系統入口煙氣溫度達到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)脫硫系統入口NOx質量濃度600 mg/m3，較之前750 mg/m3降低了150 mg/m3。

5 結束語

機組啟動階段通過優化運行操作，華能銅川照金電廠實現了并網前投運脫硝系統的目的。該技術以“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。