提高机组启动过程中NOx的控制措施

提高机组启动过程中NOx的控制措施

高健

国电库车发电有限公司新疆阿克苏库车842000

摘要：通过分析火电厂在燃烧调整过程以及机组启动过程中尽快投入脱硝系统运行从提高烟气温度及燃烧调整等方面，提出了提高火电厂环保参数控制的切实可行的改进措施。

关键词：火电厂；燃烧调整；改造

前言:为适应国家生态环境部对燃煤发电机组脱硝全负荷时段达标排放的新要求，缓解公司机组启动过程中NOx达标排放的压力，有效控制机组启动点火后NOx超标排放时间，减少或避免环保处罚，下面针对某公司未进行超低排放改造及全负荷脱硝改造的330MW机组启动过程中提高脱硝设施投入率采用的技术手段进行深入分析，形成以下技术报告。

1设备概述

某公司2×330MW机组锅炉为北京巴布科克·威尔科克斯有限公司生产的B&WB-1192/17.5-M，亚临界、自然循环、单汽包、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、紧身封闭、全钢构架（主副双钢架）、固态排渣、前后墙对冲燃烧、煤粉炉，空气预热器采用三分仓。锅炉整体呈“π”型布置，设有固定的膨胀中心。膜式水冷壁与其上部的折焰角形成了炉膛，水冷壁的高热负荷区采用内螺纹管。炉膛断面尺寸为15600x13500mm，汽包中心线标高62650mm。在炉膛上部布置有前屏、后屏过热器、水平烟道中部内沿烟气流向布置有末级过热器和末级再热器。后烟道竖井内布置有低温过热器、再热器和省煤器，后烟道下部布置两台三分仓回转式空气预热器，过热器管道围成了锅炉水平烟道及后竖井转向室，形成了包覆管过热器。脱硝工程装置采用的是选择性催化还原法（SCR）。一炉两个反应器，液氨卸料、储存、蒸发等为公用系统。脱硝还原剂——氨气采用无水液氨加热蒸发提供。SCR装置脱硝反应原理——烟气和氨与空气的混合物在经过SCR装置的蜂窝式或板式催化剂层时，烟气中的NOx和NH3、空气中O2发生化学反应，生成无污染的N2和H2O。

2机组启动阶段提高脱硝投入率技术手段

在机组启动阶段影响脱硝系统投运的因素主要为省煤器后烟温和脱硝允许投运烟温间的矛盾，因此，可以从降低脱硝允许投运温度和提高机组启动阶段脱硝实际烟温两方面着手进行优化。

2.1降低脱硝催化剂最低允许投入温度

根据脱硝系统的原理，NOx在脱硝催化剂的作用下，与NH3之间的还原反应应在一定的温度范围之内进行。在低温运行时，NOx与NH3的反应速度减慢，且烟气中的S03与NH3反应生产硫酸铵或硫酸氢氨，硫酸氢氨沉积在催化剂及下游设备如空预器等设备的表面，严重沉积会导致催化剂的有效反应面积和空预器传热面积和通流面积的减少，甚至会造成机组停运，给机组安全运行带来安全隐患。因此，脱硝催化剂厂家对脱硝系统喷氨的烟气温度作出了严格的规定，规定了最高允许喷氨的烟气温度、最低连续运行的烟气温度、最低允许喷氨的烟气温度和恢复烟气温度等。

某公司2×330MW机组在正常运行中，负荷大于150MW时，脱硝系统的烟温均能满足脱硝最低运行温度的要求。受电网并网指令影响，机组在点火至并网期间，脱硝进口烟温较低，难以满足脱硝最低连续运行温度的要求，通常会造成7-8小时NOx超标排放情况，从机组并网带负荷后到脱硝系统投入的时间一般为5-6小时，长时间的NOx超标排放不仅影响脱硝系统投运率和NOx达标排放率，还面临着环保考核等巨大压力。因此，考虑在开机过程中将脱硝投运的允许条件进行强制。（通过咨询相同设备型号公司及厂家，我公司催化剂型号与某公司一致，均为催化剂层数按2+1设置，采用南京龙源公司生产的蜂窝式催化剂，载体采用Ti02，主要成分为V205、W03，且我公司7月份临修时检查3号机组催化剂并无异常最终决定将脱硝系统投入烟气温度条件更改为280℃，）正常运行时，为保证脱硝系统及下游设备运行的安全性，在将脱硝投运的允许条件改为正常值，这样，可以大大提高开机过程中脱硝的投运率。

如下图所示：某公司2×330MW机组在并网5小时后，脱硝A、B侧进口烟气温度分别为299℃，279℃，此时将脱硝系统投入条件更改，投入脱硝下图运行。

2.2脱硝投入后主要参数情况

2016年6月13日#4炉启动参数：

注：上图脱硝A侧B侧烟气温度不满足投入条件，强制测点后投入脱硝系统运行。

注：上图利用临修机会检查催化剂情况。

三、脱硝进出口烟气压力的变化

对#4炉强制投入脱硝时和开机后的脱硝系统进出口烟气压力进行比较，在机组负荷接近的情况下，两者的差压未发生明显的变化。

根据调阅历史曲线发现，机组在烟气温度280℃时投入脱硝系统运行，空预器进口及出口差压并未发现异常，压力未发生较明显的波动，同时利用机组停机期间检查检查催化剂表面，未发现有堵塞情况发生，由此可见，在机组启动期间，烟气温度在208℃时强制脱硝系统运行在某公司2×330MW机组上是可行的，投入脱硝系统后，NOx超标时间缩短3-4小时。

四、机组正常运行中控制NOX浓度方法

4.1调整送风机出力，尽量减低炉膛出口氧量在6%-9%之间。

4.2根据总煤量变化情况，低负荷时尽量保持A、B、D磨煤机，减少C、E磨运行。

4.3二次风量调整。低负荷运行过程中，保持OFA喷口二次风开度80%以上，C层二次风开度80%以上，A、B、D、E层二次风开度50%。

4.4加强对脱硝系统中催化剂区域锁气声波系统检查，保证吹灰系统正常，确保催化剂表面干净无积灰。

五、结论和建议

5.1提高机组启动阶段脱硝投运率的运行优化措施主要有：

（1）在启动阶段将脱硝投运的烟温条件有320℃降低到280℃是提高脱硝投运率的主要手段，但降低烟温投运条件，会使低负荷阶段催化剂区域的氨积存量增加，增加了催化剂性能劣化的风险，在机组停机阶段，若将脱硝投运的烟温条件有320℃降低到280℃，在烟温较低的情况下投运脱硝喷氨将有更大的风险。

（2）在机组运行过程中通过控制炉膛出口氧量，合理对风粉配比，调整二次风门进风量等手段对提高机组运行过程中脱硝达标排放率率起到很大的作用。

强制投运脱硝系统后一定要及时关注空预器差压变化，同时加强脱硝催化剂吹灰工作，机组停运后及时检查催化剂表面，根据参数变化最终确定各厂脱硝系统投运温度。

5.2为进一步实现脱硝系统在机组启动阶段的全程投运，还需结合即将开始的超低排放改造时对相应的设备进行改造，如增加烟气旁路等，尽快提高烟气温度。

参考文献：

[1]某公司2×330MW机组超低排放改造可研报告

[2]某公司2×330MW机组运行规程