1 000 MW超超临界机组启动过程中脱硝全负荷投运策略研究与应用

(广东大唐国际潮州发电有限责任公司，广东 潮州 515723)

随着国家对环境保护越来越重视，环保设施的运行监管也越来越严格,目前在脱硫、脱硝和除尘三大环保设施中，脱硝设施由于受选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)技术工艺特点的影响，利用率最低，主要原因是SCR催化剂受烟气温度条件的限制[1]。根据目前已投运SCR脱硝装置，催化剂一般允许运行温度区间在305～420 ℃，由于机组启动过程中炉膛温度低，若不采取有效的改造和运行控制措施，并网时脱硝SCR工作烟温达不到催化剂的最低温度要求(305 ℃)，脱硝SCR系统无法投运。本文深入研究脱硝全负荷投运策略，从运行优化入手，利用各项有利边界条件，最终实现机组并网前脱硝入口烟温大于305 ℃并全负荷投入脱硝。

1 脱硝SCR系统简介

1 000 MW机组脱硝SCR系统是由蓝天求是环保公司设计，采取选择性催化还原(SCR)法来达到去除烟气中NOx的目的，配置 2台 SCR反应器，采用纯度为 99.6%的液氨作为脱硝系统的反应剂。脱硝系统设计2层催化剂，脱硝效率可达81%，设计3层催化剂，脱硝效率可达90%；催化剂设计允许最高使用温度427 ℃，允许最低使用温度300 ℃。[1]

两台1 000 MW机组均已进行超低排放改造，设计3层催化剂，NOx排放限值为50 mg/Nm3。

机组正常运行时，脱硝入口烟气温度控制在305～400 ℃，低于305 ℃时烟温低保护动作。

2 省煤器烟气旁路挡板概述

某电厂1 000 MW机组2014年加装了省煤器烟气旁路，烟气抽取位置选择在尾部后烟道低温过热器管屏中、下层之间抽高温烟气，在脱硝入口烟道处进行混合。抽取烟气量设计：在40%THA工况下抽取276.15 t/h的烟气，占总烟气量的6%。

由于当时省煤器烟气旁路改造的主要目的是实现机组40%额定负荷下脱硝连续投运，设计烟气抽取量较小。若机组冷态启动时单纯依靠省煤器烟气旁路挡板调节，需要机组负荷大于300 MW，才能满足脱硝入口烟温大于305 ℃的条件，省煤器烟气旁路无法满足机组启动过程中的全负荷投运的需求，脱硝被迫退出约4 h。

3 脱硝全负荷投运策略

脱硝催化剂的工作温度有一定范围。温度过高(大于450 ℃)时，催化剂会加速老化；温度过低(小于300 ℃)时，在催化剂的作用下，会发生另外的反应生成氨盐，该物质黏性大，易黏结在催化剂和锅炉尾部的受热面上，影响锅炉运行[2]。为保证在机组并网前脱硝入口烟温达到催化剂设计温度(305 ℃)以上，并实现脱硝全负荷投运，某电厂打破超超临界锅炉启动过程中以往的操作惯性思维，在运行调整方面，开展了系统性的优化工作。

3.1 准备工作优化

机组启动过程中，为防止出现管道漏氨、设备故障等影响脱硝SCR系统投运，需提前做好以下准备工作。

1) 若脱硝 SCR 区管路进行过检修，应在点火前完成氨气管路的氮气充压查漏工作，使管道处于保压状态(压力大于 0.3 MPa)。

2) 锅炉点火后确认脱硝供氨总阀(氨站)开启，管道无漏氨，提前导通脱硝 SCR 区系统，脱硝入口烟温大于 250 ℃时，开启脱硝 SCR区供氨手动总阀，脱硝系统具备随时投入条件。

3) 锅炉点火后全开省煤器烟气旁路挡板。

3.2 掺配煤优化

锅炉采用启动A磨煤机等离子点火，在启机阶段，为保证尽早启动第二套和第三套制粉系统，以提高烟气量和炉膛出口烟气温度，优化机组启动过程中的掺配煤方式。制订用煤计划时，根据煤场存煤情况，充分考虑配煤方式并计算入炉煤发热量，在保证燃烧稳定的前提下，尽量降低入炉煤发热量，3台磨煤机运行时入炉煤发热量控制在4 300 kcal/kg。

根据实际掺烧的煤种，选择采用以下3种上煤方案：①A磨煤机掺配高热值煤(准混或神华)，其他磨煤机掺配低热值褐煤；②A磨煤机选择炉外掺配，同友(或神华煤)与褐煤1：1掺配，其他磨煤机掺配褐煤；③A磨煤机掺配高热值煤种或混煤，煤仓暂上至6 m，其他磨煤机掺配低热值褐煤，待炉膛温度升高后A仓更换为低热值褐煤。

同友煤挥发份偏低，等离子点火时燃尽性差，易造成尾部受热面未燃尽煤粉沉积；褐煤水分大，磨煤机出口温度过低(50 ℃以下)，易造成煤粉在粉管内结露和沉降；点火初期，考虑到锅炉燃烧稳定性和安全性，不采用A磨煤机单烧塔山煤或单烧褐煤方式。

3.3 磨煤机启动优化

磨煤机的出力和运行台数直接影响到等离子燃烧器的安全和炉膛出口烟温温升率水平，优化磨煤机启动节点和启动顺序，有利于提高炉膛出口烟温。

1)汽机3 000 r/min暖机时启动第二套制粉系统。采用等离子点火时，根据等离子燃烧器最大出力要求，选择在A磨煤机给煤量达72 t/h前启动第二套制粉系统。

2)锅炉转干态前启动第三套制粉系统。

3)在保证燃烧充分的前提下，启动备用磨煤机时，第二台磨煤机优先选择中层磨，第三台磨煤机选择中层或者上层磨，以尽可能地提高炉膛火焰中心和出口烟温。

3.4 汽温控制优化

在提高烟气温度的同时，蒸汽温度对烟气温度影响较大，汽机冲车、暖机以及机组并网后需根据机组启动温升率曲线同步升温，以提高炉膛出口烟温。

汽机冲车暖机期间，按规定升温率(不超过1 ℃/min)逐渐提高过、再热汽温至450 ℃，暖机结束后继续升温，逐渐提高过、再热汽温至500 ℃；机组并网后逐渐提高过、再热汽温至550 ℃。

3.5 提高给水温度

给水温度升高后，省煤器以及锅炉的有效换热温差减少，从而提高省煤器出口烟气温度以及炉膛出口温度，对提高脱硝入口烟气温度有利，机组启动期间，提高给水温度的方法主要有以下几点：

1) 尽量提高辅汽压力和温度，提高除氧器水温；

2) 汽机冲转3 000 r/min定速后，随机暖投高加系统，挂闸后即打开各抽汽阀、高加进汽阀；

3) 在锅炉水质合格的前提下，尽量减少工质外排，减少补水量，避免温度相对较低的给水进入省煤器；

3.6 过再热烟气挡板调整

由于加装了省煤器烟气旁路挡板，过热烟气挡板的操作对脱硝入口烟温影响较大，通过试验，关小过热烟气挡板对脱硝入口烟温有利，挡板操作总结如下：

1) 冲车前过热烟气挡板和再热烟气挡板开度均保持100%；

2) 脱硝入口烟温大于280 ℃以上，关小过热烟气挡板，最小可关至20%，再热烟气挡板保持100%。

3) 脱硝入口烟温大于305 ℃以上，根据两侧烟温调整过热烟气挡板，某侧偏低时，关小对应侧过热烟气挡板；某侧烟温偏高时，逐渐开启对应侧过热烟气挡板。

3.7 并网后参数控制优化

机组并网后随着机组负荷上涨，高旁减压阀关闭，给水温度降低，蒸汽流量增大，脱硝入口烟温会出现下降，若负荷上涨速率较快，下降速率随之加快，至转干态前烟温下降幅度10～15 ℃。因此，为防止并网后脱硝入口烟温降至305 ℃以下，脱硝被迫退出，还需采取以下措施：①并网后控制升负荷速率，按规定初负荷暖机并逐渐升负荷；②并网后逐渐提高主再热汽温至550 ℃。

4 投运策略应用情况

通过机组并网前、后优化策略的有效实施和应用，可实现机组并网前脱硝入口烟温达到310 ℃以上，并网后涨负荷过程中也能始终维持在307 ℃以上，最终实现启机过程中脱硝全负荷投运，某电厂3#机组2018年11月06日启机脱硝入口烟温变化趋势曲线如图1所示。

图1 某厂3#机组启机脱硝入口烟温变化趋势图

脱硝全负荷投运策略应用前后各工况参数对比如表1所示。从表1中可以看出，投运策略应用后，负荷升至300 MW前，给水温度上升约15 ℃，省煤器出口温度在转干态前上升约25 ℃，脱硝入口烟温上升15～20 ℃，耗标煤量减少约18 t/h，负荷大于300 MW后各参数趋于一致。

表1 脱硝全负荷投运策略应用前后各工况参数对比

5 应用效果

实现全负荷脱硝前，2015年05月至2016年10月，1 000 MW机组共计启动10次，并网后脱硝平均退出时间为3.745 h。2017年实现全负荷脱硝，并网前投入脱硝，全年1 000 MW机组共计启动9次，每次启机NOx减排4 h以上。

根据脱硝全负荷投运策略应用前后数据，每次机组启动可提前4 h争取到脱硝环保电价和超低排放补贴，按并网后4 h累计发电量840 MW，脱硝环保电价10元/MW·h，超低排放补贴10元/MW·h核算，收益1.68万元；每次机组启动可至少节约标煤18 t，按煤价800元/t核算，收益1.44万元，合计直接收益3.12万元。按某厂2017年1 000 MW机组启机9次计算，一年可获得直接收益3.12万元×9=28.08万元。

6 结语

机组冷态启动时单纯依靠烟气旁路挡板调节，满足脱硝入口烟温大于305 ℃的条件，必须待机组负荷大于300 MW后，期间脱硝被迫退出约4 h。脱硝全负荷投运策略的成功实施和应用，不但实现了脱硝全负荷投运，减少了NOx浓度排放量，提高了环保设施利用率，为公司更早争取到了脱硝环保电价，也通过提高给水温度和主再热汽温，节约了机组启动过程中的耗煤量，社会效益和经济效益显著。1 000 MW机组并网前投入脱硝的成功经验，可以为同类型机组提供有益的借鉴与参考。