陈涛
华电新疆发电有限公司
摘要：2018 年 5 月 18 日，新疆维吾尔自治区环境保护厅《关于明确宽负荷脱硝改造相关工作事宜的函》（新环函【2018】630 号）要求“在国家没有明确最低技术出力之前，根据已改造机组的运行实践，最低技术出力界定为机组负荷的 30%和最低稳燃工况。即通过改造后，机组在 30%负荷和最低稳燃工况两状态下，脱硝设施都要投入运行并达到污染物超低排放水平。”红雁池电厂成立了宽负荷脱硝技术小组，根据自身机组特性。通过燃烧调整提升SCR区烟温使四台机组都达到了宽负荷脱硝的目的。
关键词：宽负荷脱硝；烟温；SCR；燃烧调整
引言
华电新疆发电有限公司红雁池电厂总装机容量为4×200MW燃煤机组。1、2 号锅炉为武汉锅炉厂制造，3、4号锅炉为东方锅炉厂制造。每台锅炉配四台ZGM-95 型中速正压直吹式磨煤机，每台磨煤机带 6 只喷燃器采用一层半布置。脱硝采用选择性催化还原（SCR）烟气脱硝工艺，采用蜂窝式催化剂。氮氧化物排放满足小于50mg/m3的超低排放要求。
根据环保厅要求2018年底红雁池电厂必须要通过宽负荷脱硝改造达到30%及最低稳燃工况下满足脱硝设施投运并达到污染物超低排放水平，改造任务重、时间短。加之改造费用四台机组将达到2000万元左右，为原本经营形势就不好的火电企业增加了经营负担。为此电厂成立了宽负荷脱硝技术小组，着手于通过燃烧调整提高SCR区烟温。从而达到不改造即实现30%负荷宽负荷脱硝的目的。
本文就通过燃烧调整提高SCR区烟温采取的措施及效果进行讨论分析。同时提出了通过加装上层磨煤机稳燃手段来实现宽负荷脱硝改造的想法。
一、运行调整提高SCR区烟温的思路
根据环保部门要求，宽负荷脱硝改造的定义为：30%和最低稳燃工况达到投脱硝并满足污染物超低排放改造的要求。红雁池电厂30%负荷为60MW，依据新疆电力监管委员会的《新疆火电厂最小运行方式》，红雁池电厂四台机组最低稳燃负荷为90MW。因此本文只考虑30%即60MW投入脱硝的可行性。
目前国内外实现提高烟气温度适应现有的催化剂主要技术有：烟气侧（省煤器烟气旁路、高温烟气旁路、省煤器内旁路、省煤器分级设置、烟气补燃、烟气电加热等）、水侧（省煤器给水旁路、省煤器流量置换、蒸汽加热给水等）。整体改造思路为提高烟温和提高给水温度两种。红雁池电厂宽负荷脱硝技术小组也将思路重点放在了提高烟温和提高给水温度两个方向上。
红雁池电厂四台锅炉均在省煤器入口前布置有主、旁烟气挡板，正常运行中通过调节再、过热器的烟气量来调节再热汽温。低负荷运行过程中，通过关小再热器侧即主烟气挡板，减少进入主烟道的烟气量，减小烟气在低温再热器、低温过热器处的温降，从而提高进入省煤器烟温提高了给水温度，并且提高了SCR入口烟温。
高加疏水采取逐级自流至除氧器方式。除氧器标高30米，待3段抽汽压力高于除氧器压力0.33MPa时才能将疏水倒至除氧器。低负荷条件下，约70MW以上负荷时，3段抽汽压力才能满足疏水自流至除氧器的压力要求。低负荷时，为提高水温，采取了自汽轮机冲转就开始投入高加，在高加疏水压力无法回收要求时，采用疏水外排的方式来提高给水温度。
二、启动过程提高SCR烟温的措施
机组启动过程中的运行调整措施主要包括：
1、点火前对炉膛进行全面检查，打焦孔，人孔门，观火孔关闭严密，炉底水封少量溢流，以防点火后大量凉风漏入炉膛。
2、锅炉点火用煤用热值高的煤，点火后通过提高炉膛温度，并减小水冷壁吸热使炉膛出口烟温上升。
3、锅炉上水后，开始投入蒸汽加热，在锅炉不振动、锅炉升温速度不超限的前提下，尽量开大进汽门，保证点火前汽包壁温达到160℃以上，主汽压力0.5MPa以上。主蒸汽压力达到0.8MPa时，退出蒸汽加热。
4、点火前充分投入蒸汽加热，保证汽包上下壁温差同时，利用炉膛自然通风，提前预热SCR区，点火前使SCR入口烟温达到120℃以上。
5、点火前投入一、二次风暖风器，保证送、一次风机启动时，空预器入口温度50℃以上，进一步提高炉膛烟温。
6、引风机启动后，检查炉膛、烟道、脱硝SCR处人孔门关闭严密，无漏风。
7、锅炉点火后升温升压阶段关小主烟气挡板，全开旁烟气挡板来降低低温再热器吸热，提高SCR入口烟温，如果甲侧SCR入口温度高可以关小甲侧旁烟气挡板，开大乙侧主挡板来调平甲乙侧SCR烟温，反之则相反调整。
8、二次风小风门开度调整以提高火焰中心为原则进行调整。适当开大下层二次风挡板，关小中间层二次风挡板。上层磨煤机没有运行时二次风门可以全关。
9、机组并网后视SCR入口温度和汽轮机胀差情况，启动#2或#3磨煤机运行保持炉膛火焰中心处于较高位置，负荷不变情况下加大上层磨煤机的给煤量。
10、锅炉点火初期至汽轮机低、中速暖机过程中加大锅炉换水，开启4-6根定排管路。并网升负荷至60WM阶段减少换水量，防止大量外排炉水降低炉温，根据水质情况最多开2根定排，连续排污可根据水质情况在负荷60MW脱硝投入以后再开大。
11、给水温度控制。锅炉点火前除氧器温度加热至不低于80℃，机组冲转过程中及除氧器汽源倒至本机带之前始终投入四母加热。机组冲转至500r/min时，投入高加水侧，1、2号高加汽侧暖管；机组冲转至1100r/min时，投入1、2号高加汽侧，当1、2段抽汽压力高于除氧器压力0.33MPa时，将1、2号高加疏水倒至除氧器。3号高加暂时不投汽侧，打开3号高加危机放水电动门，防止3号高加水位保护动作；机组冲转至3000r/min时，投入3号高加汽侧，3号高加疏水倒至5号低加；机组并网待负荷后，当3段抽汽压力高于除氧器压力0.33MPa时，将1、2、3高加疏水倒至正常方式。机组冲转至1100r/min，1、2号高加投入，给水温度不低于100℃；机组并网，1、2、3号高加投入后，给水温度达到150℃以上。
三、采取调整措施SCR区前后烟温对比
红雁池电厂脱硝催化剂技术规范要求允许最低使用温度范围Min. T为310℃。表1和表2是1号炉采取优化调整措施前后60MW负荷时，SCR入口烟温对比。
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经实际运行验证，采取关小主烟气挡板可以使SCR入口烟温提高10-15℃；采取提前投入高加，保证机组并网前给水温度提高至150℃以上，可以使SCR入口烟温提高10-20℃；辅助提前暖炉、提高火焰中心高度等措施，可以促进SCR入口烟温进一步提高。
通过燃烧调整优化，红雁池电厂四台机组组顺利达到30%负荷即60MW投入脱硝并达到超低排放水平。通过了验收试验并取得自治区环保厅备案。
四、通过加装上层磨煤机稳燃装置来实现宽负荷脱硝改造的方案
通过燃烧优化调整手段提高了SCR区烟温，达到了30%负荷即60MW投入脱硝。提出采取3号磨煤机加装等离子点火装置的技术改造方案。
红雁池电厂四台锅炉各有四台中速正压直吹式磨煤机，每台磨煤机各带6只粉管。现有结构为1号磨煤机主层4只粉管装有4只微油点火器，开炉投入微油点火装置后启动1号磨煤机，随温度压力升高启动2号磨煤机。最低不投油稳燃负荷约为40%，30%低负荷60MW稳燃只能启动1号磨煤机投入微油枪。如果在3号磨煤机加装等离子点火器后可在冷态开机时启动3号磨煤机，随温度压力升高启动4号磨煤机来提高炉膛初始烟温，进而在60MW时达到稳定投入脱硝。稳燃工况可实现3、4号磨煤机组合方式来提高锅炉火焰中心，保证60MW负荷运行时脱硝也稳定投入。
下表为3号炉各磨煤机组合运行时烟温及SCR温度变化。
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3号炉试验结果：磨煤机组合每提高一层SCR入口烟温提高约5-10℃，由3-1、3-2磨组合切换为3-3、3-4磨组合SCR烟温可提高约20℃。
由于红雁池电厂最低稳燃负荷下提高磨组合方式提升的烟温来看，增加3号磨等离子点火装置后启动3号磨冷态点火烟温可上升10-20℃，红雁池电厂四台机组也可达到开机过程中60MW即投入脱硝。表4是目前宽负荷脱硝各方案的性能对比。
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通过对3号磨煤机等离子点火改造，设备投入运行后，可节省启动过程中冷炉点火及低负荷稳燃的燃油成本，同时为深度调峰创造了条件。
五、总结
1、红雁池电厂四台锅炉本身就设置有主、旁烟气挡板，为烟温提升奠定基础。各厂还要结合自身设备实际情况合理制定烟温提升的方案；
2、关小主烟气挡板时，低温再热器吸热量变少，各厂还要根据自身机组特性确保锅炉点火启动阶段再热汽温满足升温升压要求；
3、冲转期间投入高加，由于压力不足以回收高加疏水。下一步需要考虑高加疏水回收的改造方案；
4、点火初期提高火焰中心使得本身燃烧就不充分的煤粉更加推迟燃烧，要严密监视尾部各段受热面温度，防止尾部再燃烧。
红雁池电厂宽负荷脱硝小组挖掘设备潜力，优化调整方法，摆脱了不改造就无法实现宽负荷脱硝的固定思路。同时还提出了加装上层磨煤机稳燃装置，通过提供火焰中心来实现宽负荷脱硝改造的想法。即为企业降本增效做出一份努力，也为火电机组宽负荷脱硝改造拓宽了思路。
参考文献
[1]《华电新疆发电有限公司红雁池电厂1号机组全工况脱硝改造工程评估验收报告》
[2]《华电新疆发电有限公司红雁池电厂3、4 号机组全工况脱硝改造可行性研究报告》华电电力科学研究院有限公司