江陵电厂实现全工况脱硝分析

江陵电厂实现全工况脱硝分析

陈青锐 薛涛

湖北华电江陵发电有限公司  湖北荆州  434100

摘要：湖北华电江陵发电有限公司2×660MW机组，锅炉是东方锅炉股份有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊，Π型炉。锅炉型号：DG1929.7/28.25-II13。中速磨煤机正压直吹式冷一次风机制粉系统，型号ZGM95N-II。每台炉配6台中速磨煤机，室外布置，两台炉对称布置。燃烧设计煤种（50%隆德烟煤+50%陕西小纪汗烟煤）。脱硝技术为选择性催化还原法（SCR），采用的还原剂为NH3，催化剂主要成分是V2O5、WO3、TiO2，催化剂活性温度280-420℃。并网初期炉膛整体温度偏低导致SCR入口烟温无法满足脱硝系统投运条件。针对此情况通过优化运行调整,实现全工况脱硝。

关键词：提高烟温   全工况脱硝   NOX 

引言：

目前,全世界的三大环境问题的污染物中,NOX占据三项,NOX既是硝酸型酸雨的基础,又是形成光化学烟雾、破坏臭氧层的主要物质之一,具有很强的毒性,对人体、环境、生态及社会经济的破坏都很大。煤炭是我国主要的能源资源,目前及今后很长一段时间,以煤为主的能源结构不会有根本的改变。在我国消耗的煤炭中,70%以上是以燃烧方式消耗的,其中燃煤电站是主力军。因此,火电厂实行全工况脱硝势在必行。

1、我厂现状

我厂采用选择性催化还原技术（SCR），脱硝投运条件之一：SCR入口烟气温度≥280℃。锅炉点火至机组并网阶段SCR入口烟气温度往往达不到280℃，无法实现真正意义上的全工况脱硝。另外当SCR入口烟气温度达到280℃后，急于实现NOX达标往往短时间增加喷氨量引起氨气逃逸量增加。脱硝反应器入口烟温低时，NH3与SO3在相对低温下形成粘性杂质覆盖催化剂表面导致其失效。同时NH3的逃逸会在空气预热器处与SO3形成硫酸氢铵，硫酸氢铵在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。气态或颗粒状硫酸氢铵会随着烟气流经预热器，不会对空气预热器产生影响。但液态硫酸氢铵捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等，影响预热器的换热，进而出现引风机出力增加，送风机抢风甚至机组出力受限，被迫停机清洗。这些因素严重影响了机组的安全经济运行。我厂空预器差压满负荷最大2KPa，远远高于设计值1.2KPa。自投产以来多次尝试用温升法降空预器差压，另外停机期间多次进行空预器在线冲洗。

2、影响SCR入口烟温原因

2.1给水温度

    大机转速500RPM开始投运高、低加，适当降低除氧器液位提高除氧器温度接近130℃（减小除氧器震动）。在机组启动初期投运汽轮机抽汽，来提高给水温度，减少省煤器换热温差,以提高省煤器出口排烟温度。并网前投运#2高加可提高给水温度40℃，相当于低负荷下形成了回热，既提高了省煤器出口温度，又提高热力系统循环效率。#3高加因管道较长初期暖管时间较长且容易出现管道震动，因此一般选择并网后投运。结合#1高加设计出力及以往投运经验：#1高加可提高给水温度约20℃。因此，并网前#1高加出口温度为130+40+20=190℃，并网前#1高加出口给水温度不低于190℃。

2.2烟气挡板开度

并网初期尽量维持再热器侧烟气挡板开度较大，同时关小过热器侧烟气挡板开度。因尾部烟道区域，换热方式主要为对流换热，再热蒸汽具有比容大、密度低的特点，与过热蒸汽相比，对流换热系数要小的多，因此在加热到相同温度情况下，吸热量要相对小的多。因此，开大再热器侧烟气挡板且关小过热器侧烟气挡板，让进入再热器侧烟气量加大可以减小烟温下降值,有利于脱硝入口烟温的提高。烟气挡板尽可能偏至再热器侧，后期再热汽温可用减温水控制，注意减温器后蒸汽有足够的过热度。当再热器减温水量较大时可适当关小再热器侧烟气挡板。另外控制好冷再压器力0.75MPa即可，低于0.5MPa会影响汽机走步（西门子T3000）。

2.3煤质及磨组的启动顺序

     机组启动前严格控制配煤硫份，控制原烟气（吸收塔入口）SO2含量应小于2000mg/Nm³，配煤条件允许时原烟气（吸收塔入口）SO2含量控制在1500mg/Nm³以内。考虑到磨组稳燃的影响，我厂仅A磨带等离子点火。因此制粉系统启动顺序按照A、E、C、F的顺序，启动期间加强制粉系统的运行调整，在保证燃烧稳定的情况下，适当增加上层磨出力，提高火焰中心高度。在相同吸热情况下，减少炉膛吸热量，脱硝入口烟温可以尽量更高。

2.4风水煤比及一次风压

    汽机走步时总风量800T/H，不宜过大。给水量350T/H，煤量30T/H。点火至走步3小时内：主汽温可提升180℃，再热汽温可提升180℃（机侧），炉膛出口红外烟温左/右侧可提高230-280℃，SCR入口烟温可提高110-150℃。热一次风母管压力7.5KPa左右（注意备用磨通风），并网时总风量可提高至850T/H，给水420T/H，煤量60T/H，水煤比不大于7（在不转态的前提下可适当降低水煤比）。炉膛出口红外烟温左/右侧接近586℃。热一次风母管压力8KPa。

2.5主、再热汽温

机组启动及并网升负荷阶段，在满足汽机西门子技术要求的X准则、热应力裕度（高压缸、高中压转子）及其温升速率的前提下尽可能提升主、再热汽温。另外温态、热态启动时应严格匹配好汽温、缸温。

2.6燃烬风

    燃烬风过小将使燃烧不完全并使燃烧推后烟温升高。过量燃烬风会降低火焰中心、降低烟温，合适的燃烬风量有利于保证低负荷阶段脱硝SCR系统入口烟温正常。

2.7制粉系统设备可靠性

(1)加强制粉系统运行监视，发现缺陷及时联系检修处理。

(2)机组启动阶段炉膛温度低燃烧不稳调整制粉系统时不可大幅操作,启动备用磨时及时调整一次风压。

    (3) 启动初期A套制粉系统采用等离子装置点火，A磨判断火检逻辑：等离子点火模式≥4只火检有火且6个等离子均正常运行。等离子点火模式容易出现因断弧触发MFT，因此等离子模式下监视好等离子装置运行情况。

2.8旁路系统

锅炉起压后合理逐渐开大高低旁路。此外并网初期加负荷较快，给水量相应大幅上涨（380-550T/H），省煤器热交换增加，导致SCR入口烟温大幅下降。建议并网前1小时加大水煤，主汽压8MPa附近，维持旁路较大开度（高旁不低于80％）。

2.9暖炉时间

冷态点火至机组并网尽量不低于8小时，保证足够的升温升压过程，有效提高锅炉整体温度。

2.10辅汽汽源

机组启动过程，主汽压达到2.5MPa时候高旁后温度（在不投减温水情况下）可达到280℃左右，随着主汽压逐渐提高、高旁逐渐开大，冷再压力慢慢提高至0.8-1MPa，投入冷再至辅汽管路接带本机辅汽进而增大锅炉出力。

2.11吹灰

随着烟气中飞灰浓度提高，飞灰粒径变细，在锅炉调峰负荷下降过程中，烟气流速变缓时易出现催化剂堵塞现象，造成SCR脱硝反应器阻力上升，并对引风机带来不利影响。同时造成脱硝效率下降，其实质是飞灰堵塞催化剂孔内结构，使得催化剂不能与烟气接触充分发挥催化作用：另一方面是催化剂孔结构被堵塞导致局部流通区域烟气流速增加，烟气中NOx未能充分被还原，加剧了脱硝效率下降程度。因此合适的吹灰是有必要的，点火初期产生的飞灰和可燃物容易集聚在空预器处，点火初期实行空预器连续吹灰，吹灰前经过充分的疏水，使吹灰蒸汽有足够的过热度。脱硝系统声波吹灰器保持连续运行。

3、总结

经过一年多的摸索，通过上述技术手段机组并网前SCR入口烟温能够达到280℃，满足了脱硝投运要求。使得并网后NOX小时均值很容易满足超低排放标准。此外大大减小了喷氨量，降低了空预器阻塞风险。同时也减少了生产成本。后期进一步优化机组启动参数 ，精益求精！

参考文献：

1、洪继东等，湖北华电江陵发电有限公司660MW集控运行规程，Q/JLFD-10601-001-2018,2108年4月1日实施。

2、谢尉扬，提高SCR反应器入口烟气温度的技术方法，中国电力，2015，

3、洪继东等，湖北华电江陵发电有限公司锅炉培训教材，2016年9月。

4、戴敏敏，低负荷脱硝烟气温度控制的措施分析与研究，电站系统工程，2019年9月