曾志攀 蔡小周 張文博
（華能玉環電廠，浙江 台州 317604）
摘要：介紹了玉環電廠1 000 MW機組實現脫硝寬負荷運行的幾個要點，以及實施脫硝寬負荷運行以來突顯的空預器堵塞問題，通過制定有效的運行措施，避免空預器發生堵塞現象，同時研究了空預器堵塞後的處理措施。
關鍵詞 ：脫硝寬負荷運行；空預器；堵塞
0引言
2014年4月國家發改委與環保部聯合發布了《燃
煤發電機組環保電價及環保設施運行監管辦法》，明確了脫硝電價考核目標由以前的脫硝效率達到設計效率的80%及投運率達到80%改為煙囪出口凈煙氣NOx排放小時平均濃度不超限，而且只有小時均值達標的電量能獲得相應環保電價。2014年底，浙江省物價局與環保廳就燃煤電廠超凈排放制定了臨時電價補償，一度電補償一分錢，但煙囪出口凈煙氣煙塵、SO2、NOx排放小時平均濃度必須均滿足超凈排放要求才能取得該補償。為了響應國家節能減排號召，改善當地大氣環境質量，同時確保環保電價補償能夠全額取得，提高企業生產利潤，脫硝寬負荷運行勢在必行。本文重點分析了脫硝寬負荷運行的控制要求以及寬負荷運行後空預器堵塞的預防及處理。
1玉環電廠脫硝系統概述
玉環電廠4台機組均進行了脫硝改造，脫硝反應器布置在省煤器與空氣預熱器之間。為避免脫硝改造後空預器的低溫腐蝕及堵灰，在脫硝改造的同時配套進行了空預器改造，主要將中低溫段的傳熱元件更換為鍍搪瓷元件，將三隔艙改為二隔艙。每台鍋爐設兩台SCR反應器，SCR反應器按「2+1」模式布置催化劑（兩層初裝+一層備用），催化劑採用Ceram公司的蜂窩型催化劑，設計化學壽命為24 000 h，在每台反應器側面、催化劑上方安裝5隻半伸縮耙式蒸汽吹灰器，吹灰汽源壓力0.7 MPa，溫度250 ℃；脫硝還原劑採用尿素熱解法製備55%濃度的尿素溶液；每台脫硝反應器配備了一套渦流混合型氨噴射系統，當機組燃用設計煤種（硫分1.27%）時，SCR的設計反應溫度區間為317～400 ℃。#3機組率先進行了超凈排放改造，煙囪出口凈煙氣煙塵、SO2、NOx排放小時平均濃度均滿足相關要求，其他機組超凈排放改造計劃於2017年前全部完成。
2玉環電廠脫硝寬負荷運行的幾個要點
2.1脫硝系統退出煙溫值的選定
參考催化劑廠家給出的最低噴氨溫度，查閱機組運行典型工況，可以判斷玉環電廠脫硝系統滿足300 MW以上脫硝寬負荷運行的要求（表1）。但是由於煙溫低時脫硝催化劑活性下降，且煙溫越低，硫酸氫銨的生成也越多且易粘附，從而易造成空預器冷端受熱面堵塞和腐蝕，實際運行時需嚴格控制脫硝系統在MOT（最低噴氨溫度）附近運行，最高不能超過5 h，且脫硝系統在接近最低噴氨溫度短暫運行一段時間後，必須在BMCR工況下運行低溫小時數的雙倍時間。基於目前機組燃用硫分為0.6%左右，暫定脫硝系統退出煙溫值為298 ℃，若燃煤硫分有較大變化，需進行相應調整。
2.2深度調峰時（300 MW以下）脫硝系統運行
從2014年起，由於賓金直流大功率輸送水電入浙且不參與調峰，省內火電機組承擔著在負荷低谷時深度調峰的職能，經常性地可能調峰至300 MW以下。由於脫硝系統退出後再次投運需要經過較長的暖管、加熱過程，為避免脫硝系統較長時間退出，在機組需調峰至300 MW以下時，可通過開啟高低旁，使機組在發電負荷300 MW以下時鍋爐負荷大於300 MW，能達到脫硝系統不退出的要求。但是採用這種運行方式，部分蒸汽直接通過高低旁排至凝汽器，未參與汽輪機做功，經濟性較差，只能在短時間調峰低負荷時運用，若機組確定要較長時間低谷運行，綜合考慮經濟性與節能減排要求，還是需退出脫硝系統運行。
3玉環電廠脫硝寬負荷運行帶來的空預器堵塞問題
3.1脫硝寬負荷運行防止空預器堵塞的運行措施
（1） 合理地配煤摻燒，控制燃煤中綜合硫分不大於0.8%，綜合灰分不大於15%，對於超凈排放機組需控制燃煤中綜合硫分不大於0.5%。燃煤硫分的增加會直接增加煙氣中的SOx含量和提高空預器的凝露點，促使硫酸氫銨的生成；同樣燃煤灰分的增加會使更多的灰在空預器蓄熱片上堆積，造成堵塞。（2） 儘量保持下層制粉系統運行，必須6套制粉系統運行時，儘量減少上層制粉系統的給煤量，控制整個爐膛在還原區氣氛內，以減少NOx的生成。（3） 負荷＞600 MW時，將燃燒器擺角往下擺，上層AA風、OFA風儘量開大，以延長爐膛燃燒的還原區，降低NOx的生成；而在負荷＜500 MW時，需適當將燃燒器上擺，關小上層AA風、OFA風，以提高脫硝煙氣溫度，降低硫酸氫銨的生成。（4） 保證爐膛穩定燃燒且引風機風量避開失速區，儘量降低爐膛內總風量，增強爐膛的還原性氣氛，以減少NOx的生成。（5） 定期進行SCR出口NOx濃度分布均勻性測試，及時對入口噴氨格柵進行優化調整，控制出口NOx及NH3分布均勻，避免因脫硝氨逃逸率局部較大造成的硫酸氫銨的生成量增加。（6） 定期校驗脫硝反應器出口氨濃度測點，嚴格控制反應器出口氨濃度不超過3 ppm，正常情況下不超過1 ppm。
試驗證明出口氨濃度在1 ppm以下時，硫酸氫銨生成量很少，空預器不會發生堵塞；若增加至2 ppm，空預器運行半年後阻力會上升30%；若增加至3 ppm，空預器運行半年後阻力會上升50%。（7） 脫硝SCR反應器進（出）口溫度＜317 ℃或空預器煙氣側進出口差壓較設計值上升0.5 kPa時，將空預器吹灰母管壓力由2 MPa提高至2.2 MPa，同時保持空預器連續吹灰。（8） 加強脫硝系統蒸汽吹灰，提高脫硝蒸汽吹灰的壓力、溫度，脫硝SCR反應器進（出）口溫度＜317 ℃時保持脫硝系統連續吹灰。（9） 脫硝尿素溶液噴槍退出後，保持脫硝煙氣系統運行，使催化劑中殘留氨能與煙氣反應。（10） 調停期間對催化劑進行活性測試，活性不滿足運行要求時及時聯繫進行催化劑再生沖洗，防止因催化劑活性不足引起的噴氨過量。
3.2空預器堵塞後採取的措施
（1） 爭取在負荷＞900 MW工況下較長時間運行，廠家要求脫硝系統在接近最低噴氨溫度短暫運行一段時間後，必須在BMCR工況下運行低溫小時數的雙倍時間，因為硫酸氫銨在高溫時會緩慢分解。（2） 提高空預器吹灰壓力，同時改為連續吹灰方式。加強空預器吹灰能夠減緩空預器堵塞的快速發展，與其他措施配合進行。（3） 由於硫酸氫銨有較強的水溶性，空預器堵塞時可利用調停或檢修時間，進行空預器低溫段高壓水沖洗。部分電廠已實現了空預器在線水沖洗技術，可進行可行性分析並利用機組檢修機會進行改造。
4結語
隨著國家環保政策的日趨嚴厲以及對脫硝的電價補償力度加大，脫硝寬負荷運行勢在必行。通過對脫硝寬負荷運行的幾個要點進行分析，制定保障機組安全運行的技術措施，能實現脫硝寬負荷運行的要求。但是脫硝寬負荷運行隨之而來的空預器堵塞問題，需要我們重點關注，因此有效防止空預器堵塞以及空預器堵塞後的處理措施顯得尤為重要。
［
參考文獻］
［1］鍾禮金，宋玉寶.鍋爐SCR煙氣脫硝空氣預熱器堵塞原因及其解決措施［J］.熱力發電，2012（8）.
［2］華能玉環電廠輔機規程［Z］.
收稿日期：2015-08-07
作者簡介：曾志攀（1983—），男，江西撫州人，工程師，研究方向：電廠集控運行。
（華能玉環電廠，浙江 台州 317604）
摘要：介紹了玉環電廠1 000 MW機組實現脫硝寬負荷運行的幾個要點，以及實施脫硝寬負荷運行以來突顯的空預器堵塞問題，通過制定有效的運行措施，避免空預器發生堵塞現象，同時研究了空預器堵塞後的處理措施。
關鍵詞 ：脫硝寬負荷運行；空預器；堵塞
0引言
2014年4月國家發改委與環保部聯合發布了《燃
煤發電機組環保電價及環保設施運行監管辦法》，明確了脫硝電價考核目標由以前的脫硝效率達到設計效率的80%及投運率達到80%改為煙囪出口凈煙氣NOx排放小時平均濃度不超限，而且只有小時均值達標的電量能獲得相應環保電價。2014年底，浙江省物價局與環保廳就燃煤電廠超凈排放制定了臨時電價補償，一度電補償一分錢，但煙囪出口凈煙氣煙塵、SO2、NOx排放小時平均濃度必須均滿足超凈排放要求才能取得該補償。為了響應國家節能減排號召，改善當地大氣環境質量，同時確保環保電價補償能夠全額取得，提高企業生產利潤，脫硝寬負荷運行勢在必行。本文重點分析了脫硝寬負荷運行的控制要求以及寬負荷運行後空預器堵塞的預防及處理。
1玉環電廠脫硝系統概述
玉環電廠4台機組均進行了脫硝改造，脫硝反應器布置在省煤器與空氣預熱器之間。為避免脫硝改造後空預器的低溫腐蝕及堵灰，在脫硝改造的同時配套進行了空預器改造，主要將中低溫段的傳熱元件更換為鍍搪瓷元件，將三隔艙改為二隔艙。每台鍋爐設兩台SCR反應器，SCR反應器按「2+1」模式布置催化劑（兩層初裝+一層備用），催化劑採用Ceram公司的蜂窩型催化劑，設計化學壽命為24 000 h，在每台反應器側面、催化劑上方安裝5隻半伸縮耙式蒸汽吹灰器，吹灰汽源壓力0.7 MPa，溫度250 ℃；脫硝還原劑採用尿素熱解法製備55%濃度的尿素溶液；每台脫硝反應器配備了一套渦流混合型氨噴射系統，當機組燃用設計煤種（硫分1.27%）時，SCR的設計反應溫度區間為317～400 ℃。#3機組率先進行了超凈排放改造，煙囪出口凈煙氣煙塵、SO2、NOx排放小時平均濃度均滿足相關要求，其他機組超凈排放改造計劃於2017年前全部完成。
2玉環電廠脫硝寬負荷運行的幾個要點
2.1脫硝系統退出煙溫值的選定
參考催化劑廠家給出的最低噴氨溫度，查閱機組運行典型工況，可以判斷玉環電廠脫硝系統滿足300 MW以上脫硝寬負荷運行的要求（表1）。但是由於煙溫低時脫硝催化劑活性下降，且煙溫越低，硫酸氫銨的生成也越多且易粘附，從而易造成空預器冷端受熱面堵塞和腐蝕，實際運行時需嚴格控制脫硝系統在MOT（最低噴氨溫度）附近運行，最高不能超過5 h，且脫硝系統在接近最低噴氨溫度短暫運行一段時間後，必須在BMCR工況下運行低溫小時數的雙倍時間。基於目前機組燃用硫分為0.6%左右，暫定脫硝系統退出煙溫值為298 ℃，若燃煤硫分有較大變化，需進行相應調整。
2.2深度調峰時（300 MW以下）脫硝系統運行
從2014年起，由於賓金直流大功率輸送水電入浙且不參與調峰，省內火電機組承擔著在負荷低谷時深度調峰的職能，經常性地可能調峰至300 MW以下。由於脫硝系統退出後再次投運需要經過較長的暖管、加熱過程，為避免脫硝系統較長時間退出，在機組需調峰至300 MW以下時，可通過開啟高低旁，使機組在發電負荷300 MW以下時鍋爐負荷大於300 MW，能達到脫硝系統不退出的要求。但是採用這種運行方式，部分蒸汽直接通過高低旁排至凝汽器，未參與汽輪機做功，經濟性較差，只能在短時間調峰低負荷時運用，若機組確定要較長時間低谷運行，綜合考慮經濟性與節能減排要求，還是需退出脫硝系統運行。
3玉環電廠脫硝寬負荷運行帶來的空預器堵塞問題
3.1脫硝寬負荷運行防止空預器堵塞的運行措施
（1） 合理地配煤摻燒，控制燃煤中綜合硫分不大於0.8%，綜合灰分不大於15%，對於超凈排放機組需控制燃煤中綜合硫分不大於0.5%。燃煤硫分的增加會直接增加煙氣中的SOx含量和提高空預器的凝露點，促使硫酸氫銨的生成；同樣燃煤灰分的增加會使更多的灰在空預器蓄熱片上堆積，造成堵塞。（2） 儘量保持下層制粉系統運行，必須6套制粉系統運行時，儘量減少上層制粉系統的給煤量，控制整個爐膛在還原區氣氛內，以減少NOx的生成。（3） 負荷＞600 MW時，將燃燒器擺角往下擺，上層AA風、OFA風儘量開大，以延長爐膛燃燒的還原區，降低NOx的生成；而在負荷＜500 MW時，需適當將燃燒器上擺，關小上層AA風、OFA風，以提高脫硝煙氣溫度，降低硫酸氫銨的生成。（4） 保證爐膛穩定燃燒且引風機風量避開失速區，儘量降低爐膛內總風量，增強爐膛的還原性氣氛，以減少NOx的生成。（5） 定期進行SCR出口NOx濃度分布均勻性測試，及時對入口噴氨格柵進行優化調整，控制出口NOx及NH3分布均勻，避免因脫硝氨逃逸率局部較大造成的硫酸氫銨的生成量增加。（6） 定期校驗脫硝反應器出口氨濃度測點，嚴格控制反應器出口氨濃度不超過3 ppm，正常情況下不超過1 ppm。
試驗證明出口氨濃度在1 ppm以下時，硫酸氫銨生成量很少，空預器不會發生堵塞；若增加至2 ppm，空預器運行半年後阻力會上升30%；若增加至3 ppm，空預器運行半年後阻力會上升50%。（7） 脫硝SCR反應器進（出）口溫度＜317 ℃或空預器煙氣側進出口差壓較設計值上升0.5 kPa時，將空預器吹灰母管壓力由2 MPa提高至2.2 MPa，同時保持空預器連續吹灰。（8） 加強脫硝系統蒸汽吹灰，提高脫硝蒸汽吹灰的壓力、溫度，脫硝SCR反應器進（出）口溫度＜317 ℃時保持脫硝系統連續吹灰。（9） 脫硝尿素溶液噴槍退出後，保持脫硝煙氣系統運行，使催化劑中殘留氨能與煙氣反應。（10） 調停期間對催化劑進行活性測試，活性不滿足運行要求時及時聯繫進行催化劑再生沖洗，防止因催化劑活性不足引起的噴氨過量。
3.2空預器堵塞後採取的措施
（1） 爭取在負荷＞900 MW工況下較長時間運行，廠家要求脫硝系統在接近最低噴氨溫度短暫運行一段時間後，必須在BMCR工況下運行低溫小時數的雙倍時間，因為硫酸氫銨在高溫時會緩慢分解。（2） 提高空預器吹灰壓力，同時改為連續吹灰方式。加強空預器吹灰能夠減緩空預器堵塞的快速發展，與其他措施配合進行。（3） 由於硫酸氫銨有較強的水溶性，空預器堵塞時可利用調停或檢修時間，進行空預器低溫段高壓水沖洗。部分電廠已實現了空預器在線水沖洗技術，可進行可行性分析並利用機組檢修機會進行改造。
4結語
隨著國家環保政策的日趨嚴厲以及對脫硝的電價補償力度加大，脫硝寬負荷運行勢在必行。通過對脫硝寬負荷運行的幾個要點進行分析，制定保障機組安全運行的技術措施，能實現脫硝寬負荷運行的要求。但是脫硝寬負荷運行隨之而來的空預器堵塞問題，需要我們重點關注，因此有效防止空預器堵塞以及空預器堵塞後的處理措施顯得尤為重要。
［
參考文獻］
［1］鍾禮金，宋玉寶.鍋爐SCR煙氣脫硝空氣預熱器堵塞原因及其解決措施［J］.熱力發電，2012（8）.
［2］華能玉環電廠輔機規程［Z］.
收稿日期：2015-08-07
作者簡介：曾志攀（1983—），男，江西撫州人，工程師，研究方向：電廠集控運行。
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