万州电厂锅炉脱硝过程分析及改进措施

万州电厂锅炉脱硝过程分析及改进措施

吴绪建

(神华神东电力重庆万州港电有限责任公司重庆市万州区404100)

摘要：本文结合万州电厂锅炉运行的实际情况，在分析了锅炉脱硝过程的基础上，就其过程中的问题提出了几点自己的改进措施，以供参考。

关键词：电厂；锅炉；脱硝；改进措施

一、万州电厂的锅炉

锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司生产的1050MW超超临界压力燃煤直流锅炉，型号为DG-3035/29.3-II3，型式为超超临界参数、直流炉、单炉膛、对冲燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢架悬吊结构Π型锅炉。BMCR工况下，锅炉主、再热蒸汽温度为605℃/623℃，主、再热蒸汽压力为29.3MPa/5.78MPa。锅炉可带基本负荷并参与调峰，点火及助燃用油为#0轻柴油，机械雾化方式，设计及校核煤种1为神华宁东烟煤，校核煤种2为神华锦界烟煤。

每台锅炉配一套脱硝装置。采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，还原剂采用氨气，由尿素制氨法制备。在设计煤种及校核煤种、锅炉最大连续出力工况（BMCR）下脱硝装置入口NOx排放量不大于180mg/Nm3、脱硝效率不小于85％，SCR按2＋2层布置。

万州电厂采用的方案是不通过增加投资的方法，仅在现有设备上挖掘潜力，以提高省煤器入口给水温度，减少省煤器的吸热，从而提高脱硝装置入口烟温，以满足全负荷脱硝的目的。具体实施方案时，通过邻机来辅助蒸汽提高除氧器水温至110~120℃，锅炉点火、再热蒸汽起压后尽早投入2号高加，将高加出口水温提高至180℃，高加出口的给水经过于炉水循环泵出口炉水混合后，最终给水温度能达到260~270℃，脱硝装置平均烟温能达到310℃以上，基本满足脱硝催化剂的要求，实现全负荷脱硝。

二、各过程分析

以某次启机过程时间节点为例：

1、在04:53分，汽机转速3000rpm，开始投入喷枪，投入时脱硝装置进出口烟气温度如下面所示。

2、06:01分，进行了两个操作：

1)将再热烟气挡板由45%开至100%；

2)将高旁减温水设定值由320℃提升至340℃，提升后，低再入口蒸汽温度由315℃升至335℃。

经过上述两个操作，脱硝入口烟温开始上涨，最高涨至09:14分并网前参数。

3、并网后随着负荷上涨，蒸汽流量增加，生水流量加大，给水温度下降，脱硝烟气温度下降；

4、汽轮机增加切缸后，脱硝烟气温度下降原因如下：

1)低再入口蒸汽温度切缸前由高旁减温水控制在340℃，切缸后下降至285℃；

2)切缸后负荷上涨，蒸汽流量增加，生水流量增加。

4、整个过程烟温最低点在主旁路切换的时候，主要是因为切缸后给水温度最低下降到232℃，且负荷一直在上涨，生水流量增大，所以到主旁路切换时，虽然随着高加的投入，给水温度已经回升至253℃，但由于之前给水温度下降消耗了脱硝装置蓄热，短时温度还无法回升；

5、主旁路切换后由于生水流量加大，给水温度又由253℃降至242℃，但脱硝装置烟温微涨，说明脱硝装置的温度是滞后与给水温度约20分钟左右；

6、干湿态转换由于停止炉水泵运行，给水全部来自高加出口，所以此时的给水温度是整个过程中最低点，但是脱硝装置的温度已开始回升，主要得益与第四台磨的启动，负荷上涨，给水温度、烟温同时上涨，逐渐达到正常运行模式。

三、问题及优化措施

1、炉水循环泵的汽蚀问题

1)切缸前，360阀开度为82%，但流量、电流波动较小，运行稳定；

2)切缸后，360阀开度76%不变，但随着负荷的上涨，流量、电流波动较切缸前明显增大；

措施：

1)切缸后随着负荷上涨，严密监视炉水循环泵流量波动情况，如果波动超过20吨，立即关小360调阀，减少炉水泵出力。

2)提升切缸后投入高加的速率，尽快使给水温度回升；

3)利用锅炉的蓄热，加快切缸后的升负荷速率，将切缸至主旁路切换阶段用时缩短20分钟；

4)主旁路切换过程中做好启动第4台磨的准备工作，主旁路切换完毕后立即进行干湿态转换。

2、脱硝装置A/B侧烟温偏差问题

脱硝装置A/B侧入口烟温偏差出现在将再热烟气挡板开至100%和提升高旁减温水温度设定值两个操作后，引起A侧温度高于B侧。

措施：

减小A侧再热烟气挡板开度，调整脱硝装置入口处温度一致。

3、并网后至干湿态转换前脱硝装置烟气温度低问题

此阶段由于负荷上涨，蒸汽流量增大，生水增多，给水温度下降，最终造成烟温下降。

措施:

并网切缸后提升加负荷速率，保证安全的情况下，尽快完成上述操作，加上利用锅炉的蓄热，使烟气温度下降阶段尽量缩短至20分钟。

4、再热器干烧问题

再热器起压后便投入2号高加，导致低再蒸汽在进入低温再热器之前就通过2号高加被凝汽器真空抽走，势必造成低温再热器内蒸汽流量减少，导致低再干烧时间延长。

措施：

再热器起压后投入2号高加时，初始开度尽量小于20%，待再热汽压0.4MPa后，保证一定的蒸汽流量后，再缓慢投入2号高加，保证低温再热器内通流量，减少干烧时间。

5、逃逸率及投枪支数合理性问题及优化：

上表显示：

1)初期投入5支喷枪，NOX下降明显，但吸收塔出口NOX含量在10mg/Nm3左右，偏低；

2)5支喷枪投入后，逃逸率稳定，不超过1ppm；

3)09:45分汽轮机切缸，切缸后，脱硝反应器烟温降低，在切缸完毕，10:01分，投入了第6支喷枪，此时逃逸率偏高，所以此阶段不宜增投喷枪。

措施：

1)初期投入4支喷枪即可，喷氨尿素溶液控制在220~260之间较为合适，及平均每只枪控制流量在55~65L/h；

2)在切缸后投入第5支喷枪，尿素溶液流量控制在350L/h较为合适；

3)在干湿态转换完毕，脱硝装置烟温回升后再陆续投入剩余两只喷枪，机组逐步转为正常运行方式，根据NOX含量实时调整喷氨量。

四、结语

综上所述，万州电厂实现全负荷脱硝是在有邻机运行的情况下，通过及早投入除氧器与高加加热，再通过炉水循环泵出口的循环炉水与高加来给水混合后，提高省煤器入口给水温度，从而降低省煤器吸热量，提高脱硝装置入口烟温实现的，该方案不用增加投资，但实现后可以保证机组环保排放合格率大于99%，确保能拿到全额的环保电价，对电厂提质增效具有重要意义。

参考文献：

[1]王艳国.浅析电厂燃煤锅炉脱硝系统运行存在的问题及措施[J].数字化用户,2016(43).

[2]周登忠.脱硝SCR对锅炉的影响和对策[J].甘肃电力技术,2014(1):57-59.