(华能济宁运河发电有限公司 山东济宁 272100)
摘要：在发电市场竞争压力的要求下，机组承担启停机调峰的任务逐步增加，但受现有污染物治理工艺和技术的限制原因，机组启停过程中，烟气温度低脱硝设施无法正常工作，无法达到限制氮氧化物排放的目的。本文探讨了通过优化运行调整措施，从烟气系统、汽水系统、机组启停期间辅机运行方式安排、关键操作时间点衔接要求等环节技术攻关，有效降低了机组启停期间氮氧化物超标排放。
关键词：启停机 脱硝 超标排放 运行调整
1、引言
氮氧化物是火力发电厂锅炉排放的大气污染物之一。我公司投入了大量资金完成了超低排放改造，有效去除了燃煤燃烧过程中的污染物，各机组正常运行中全部达到超低排放标准。但由于受现有污染物治理工艺和技术的限制，机组启停过程中，当烟气温度低时，脱硝设施无法正常工作，也就无法达到限制氮氧化物排放的目的。面对日益严峻的发电市场形势与发电市场竞争压力的要求下，在当前电力市场逐步由计划市场向现货市场过渡的情况下，机组承担深度调峰、启停调峰的任务将逐步增加，机组启停的次数会大幅上升，如对启停机期间氮氧化物排放超标问题不够重视，将严重影响公司盈利能力，并产生环保压力。
2、设备概述
我公司5、6号机组锅炉为上海锅炉厂设计制造的SG－1025/17.47－M881型锅炉为亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉，锅炉设计燃用煤种为烟煤，锅炉脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR, Selective Catalytic Reduction）脱硝技术进行设计、制造，脱硝剂为液氨。SCR 脱硝技术原理是将还原剂（稀释过的氨 NH3）喷入锅炉尾部烟道中， 并与烟气充分混合，在适当的温度和催化剂作用下，氨气与氮氧化物反应生成空气中天然含有的氮气(N2)和水蒸汽(H2O)。由于SCR催化剂的工作温度范围有一定的要求，温度过高（＞450℃）时催化剂会加速老化，但当温度在300℃左右时会发生另一副反应
2SO2+O2→2SO3
NH3+H2O+SO3→NH4HSO4
即生成氨盐，该物质粘性大，易粘结在催化剂和锅炉尾部的受热面上，影响锅炉安全运行。因此，只有在催化剂环境的烟气温度在305～420℃之间时方能正常运行。
3、采取措施
在不增加设备投入和系统改造的情况下，通过优化运行调整，降低燃煤机组启停机过程中氮氧化物超标排放。通过在运行方式、燃烧调整等方面不断创新，在提高设备可靠性、优化启停机过程、提高SCR入口烟温等方面入手，采取如下措施，取得了良好的效果。
3.1做好启动前的准备工作。检查各辅机设备可靠备用，脱硝系统备用时，按要求巡回检查，设备有异常时，应查明原因及时恢复正常，避免因辅机缺陷影响机组启动过程连贯性，延误机组启动时间。启动前SCR、空预器声波吹灰正常投入，避免SCR反应器积灰影响反应效果，避免空预器堵塞。检查烟道各氨喷射器调节门开度，避免SCR各层烟道喷氨局部不平衡。
3.2、在保证安全的前提下，采取措施尽量缩短机组启动时间。锅炉启动前采用上放水措施提高水温，加快启动速度。锅炉点火前不断提高除氧器加热和水温，锅炉循环上放水至汽包内水温达到100℃后锅炉再点火；
3.3、点火前投入二次风暖风器，提高预热器入口风温改善燃烧条件，并可以降低预热器堵塞风险。
3.4、机组启动期间不掺配高硫煤。
机组启动期间配煤应保证低位发热量不低于21MJ/kg，挥发份大于38%，水分小于10%，硫份低于0.8%；采取燃油点火启动锅炉；达到投粉条件后，应控制投粉量，建立早期着火和合理控制氧量。
3.5、锅炉点火时使用油枪点火，油切粉时尽量在喷氨投运且反应正常后进行，同时适当减少总风量降低氧量，但要注意降低氧量时SCR入口烟温符合要求。CEMS烟气氧量开始低于18.5%时，氮氧化物排放折算呈快速上升趋势后，在保证锅炉燃烧稳定和SCR入口烟温无明显降低的基础上，尝试尽量压低引风机后CEMS烟气氧量。
3.6锅炉点火启动后，在保证锅炉燃烧稳定的基础上，尝试通过调整锅炉送风量等调节手段，使得上传CEMS测得的烟气氧量大于18.5%的时段尽量延长。该阶段脱硫可提前启动氧化风机辅助增加净烟气氧量；
3.7检查A、B侧SCR入口旁路烟气挡板全开，尽快提高SCR入口烟气温度，为尽早达到氨反应温度创造有利条件。
3.8、冲转时高加必须同步随机投运，尽可能提高给水温度，避免给水温度过低增加给水在尾部烟道的吸热量，降低烟气温度；
3.9为满足快速启机要求，根据机侧情况投入汽轮机快冷装置加热提高缸温。
3.10、尽量提高SCR入口烟温，SCR入口烟温高于300℃后，且机组CEMS烟气氧量降低至18.5%以下，根据氮氧化物情况，排放折算开始快速上升时，可断续或连续试投运喷氨系统，喷氨量应小于此负荷段正常投氨量值和此负荷段氮氧化物反应所需氨浓度要求，观察出口氮氧化物含量变化情况。试投5-10分钟后，氮氧化物含量无变化，停止喷氨，待烟温上升5至10℃后，再次试投5-10分钟，重复上述过程，直至正常反应。由于启动过程SCR入口烟温较低，脱硝效率偏低，如投入大量喷氨，会造成催化剂毛细微孔堵塞，并造成氨逃逸急剧上升，给催化剂及预热器运行安全造成不可逆影响，因此，此时段控制投氨量不宜太大，控制氮氧化物排放在较低区间，并做好投氨时间及投氨量的记录。
3.11、当喷氨系统达到正常投运条件后，投氨量可适当增大，控制氮氧化物排放至50mg/Nm³以内。期间SCR声波吹灰器、空预器吹灰器连续运行，避免局部氨反应不完全，造成SCR和空预器堵塞。
3.12、避免长时间低负荷运行，争取并网后尽快升负荷，以减小低烟温时段投喷氨对SCR催化剂造成的影响。
3.13、在启动制粉系统时，特别是在启动磨煤机暖磨时，由于空预器温度较低，一次冷风份额增加，造成喷燃器局部氧量增加、温度降低，过量空气系数增大，扰动大、燃烧不充分，从而造成氮氧化物排放量的上升。应提前投入一次风暖风器，提高一次风温，此时暖磨风量不应过多，应维持各粉管风速20m/s左右，保证氧量和过量空气系数不突增。但也不宜过低，避免造成粉管积粉和延长暖磨时间。
3.14、机组停运时，提前做好机组降参数、煤仓烧空工作。SCR入口烟温低于311℃检查SCR旁路烟气挡板全开，提高SCR入口温度，延长SCR正常反应时间。维持喷氨运行，喷氨不反应时及时停止喷氨，保护SCR和空预器避免氨盐沉积堵塞。停运喷氨后尽量减少机组运行时间，避免氮氧化物超标。
四、结束语
通过采取以上措施，取得了明显的效果。机组启停期间的氮氧化物得到有效控制，基本达到了控制目标。在不增加设备投入和系统改造，充分利用现有设备，通过优化运行调整，从烟气系统、汽水系统、启停期间辅机运行方式安排、关键操作时间点衔接要求等环节进行技术攻关，有效降低了机组启停期间氮氧化物的排放。
参考文献：
1、《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）
2、华能济宁运河发电公司#5、6机组集控运行规程
3、李青 潘焰平 宋淑娜 《火力发电厂节能减排手册》 中国电力出版社 2010