國能寧夏大壩三期發(fā)電有限公司 張 森

某火力發(fā)電廠DG2070/17.5-Π6型鍋爐由東方鍋爐股份有限公司制造，亞臨界、自然循環(huán)、前后墻對沖燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼構架的Π型汽包鍋爐?？諝忸A熱器采用東方鍋爐廠三分倉回轉式空氣預熱器，單臺空氣預熱器能夠滿足60%BMCR負荷，脫硝改造后蓄熱原件高度由原高、中、低溫段共計1900mm改型為高、低溫段共計2000mm，且低溫段蓄熱元件采用靜電干法噴涂搪瓷工藝。

鍋爐燃燒器為內濃外淡型低NOx中心給粉旋流煤粉燃燒器，布置于爐膛前后墻水冷壁上，分成上、中、下三層，每層各5只、總共30只。在最上層燃燒器上面布置有燃燼風噴口，前后墻各兩層，每層各5只、總共20只。在A層燃燒器內還布置有等離子點火裝置，其他各層燃燒器內布置點火油槍、高能點火器等設備。

脫硝系統(tǒng)采用液氨制備脫硝還原劑，“高含塵布置方式”的選擇性催化還原法（SCR）脫硝裝置。在試驗煤種、鍋爐BMCR工況、處理100%煙氣量條件下脫硝總效率大于80%。SCR部分的催化劑層按3層方案進行設計，在一定溫度下使煙氣中的NOx與注入的氨氣混合后發(fā)生還原反應，生成氮氣和水，從而降低NOx的排放量，減少煙氣對環(huán)境的污染。其中SCR反應器中發(fā)生反應如下：

反應式(1)、(2)主要在催化劑表面進行,催化劑的外表面積和微孔特性很大程度上決定了催化劑的反應活性，而反應式（5）、（6）中形成的NH4HSO4和(NH4)2SO4很容易對附著在催化劑表面引起污染和積灰，造成催化劑微孔和通道堵塞以及空氣預熱器的污堵[1]。

1 相關控制

1.1 入爐煤的控制

電廠設計煤種為煙煤，收到基低位發(fā)熱值為19.70MJ/kg，收到基全水分為20.1%，收到基灰分為11.19%，干燥無灰基揮發(fā)分為32.58%，收到基硫分為0.48%，但由于煤質受市場因素的影響頗大，一味的追求燃煤達到設計值并不現(xiàn)實，應在確保公司效益最大化的情況下合理摻配煤，結合設備實際情況，入爐煤控制應遵循以下原則：

硫分的控制。摻燒高硫分煤種造成硫酸氫銨生成量大幅增加，加之目前靈活性調峰已成為火力發(fā)電廠必須具備的能力，低負荷期間排煙溫度低，空預器差壓上升速率明顯加快，故參與深調的煤倉必須配備硫分＜1.2%的燃煤；發(fā)分的控制。燃煤揮發(fā)分過低，會造成主燃燒區(qū)域還原性氣氛大幅下降，從而造成脫硝入口氮氧化物大幅上升，脫硝效率大幅上升，脫硝入口NOx上升約350mg/m3，造成液氨消耗量成倍增加，空預器差壓在4天之內上升了約200Pa，故燃煤揮發(fā)分應≮35%。

1.2 鍋爐氧量以及配風方式的控制

低氮燃燒器改造后，空氣分級燃燒雖能有效較低NOx的生成，但相應也抬高了鍋爐火焰中心，而由于鍋爐設計偏低，過量空氣系數(shù)過低的時候存在受熱面金屬壁溫偏高的問題，故在運行調整過程中氧量控制偏高，故優(yōu)化了鍋爐配風方式，結合高負荷時主燃區(qū)缺氧問題及低負荷時空預器易堵塞的問題，采取了低負荷時開啟燃盡風來控制脫硝入口NOx不超350mg/m3，高負荷時將燃盡風關至最小開度降低火焰中心，同時也有利用降低鍋爐氧量及排煙溫度，目前觀察運行情況較為穩(wěn)定[2]。

圖1 摻燒高硫煤后空預器差壓的上漲情況

正常運行中，備用磨煤機二次風擋板保持10%冷卻風開度，嚴禁隨意開大，造成大量無效風進入爐膛，運行磨煤機二次風擋板投自動運行方式，根據(jù)煤量自動調整。低負荷段5號爐前后墻四層燃盡風擋板保持50%開度，6號爐前墻兩層燃盡風擋板保持50%開度，后墻兩層燃盡風擋板保持10%冷卻風開度，隨著負荷上升自動關閉。

1.3 冷端綜合溫度的控制

硫酸氫銨在高溫處于氣態(tài)、在低溫時變?yōu)楣虘B(tài)，但在中間溫度（146～207℃）處于液態(tài)，空預器煙氣進口溫度范圍為310～380℃，出口溫度范圍為110～150℃，中間煙氣溫度正好處于硫酸氫銨液態(tài)溫度范圍，在空預器中充當了灰粘結劑的作用，故如何正確控制空預器冷端綜合溫度顯得尤為重要；冬季要及時投入空預器暖風器，控制送風溫度≮20℃的情況下盡量提高冷端綜合溫度，能夠有效緩解空預器堵塞速率；還可以通過調節(jié)煙氣旁路擋板開度輔助提高排煙溫度，對于緩解空預器堵塞也能起到正向的作用，但是需注意避免脫硝入口煙溫超催化劑的設計溫度。

2 噴氨優(yōu)化調整

對于前后墻對沖燃燒的鍋爐，很難做到煙氣流場均勻，雖然脫硝入口加裝有導流板，但并不能解決煙氣流場不均勻的問題，如果供氨分配不進行調整的話，勢必存在局部噴氨過量的問題，也增加了硫酸氫銨的生成量，故必須定期進行噴氨優(yōu)化調整，利用網(wǎng)格法分析煙氣中的NOx與O2濃度，可獲得煙道截面的NOx濃度分布，求得反應器出口的NOx濃度的算術平均值計算偏差，從而進行調整，使NOx濃度分布相對標準偏差值≯20%，見圖2。取調整前后液氨消耗量進行對比，液氨消耗量由51.42噸/億kWh下降至43.99t/億kWh，試驗效果明顯。

圖2 噴氨優(yōu)化調整前后脫硝出口NOx分布變化情況

3 其它方面

可通脫嚴控NOx下限運行值，持續(xù)進行NOx調整值際競賽，獎罰并重，避免大量噴氨，堅持定期進行噴氨優(yōu)化試驗，緩解因煙氣流場不均造成局部噴氨過量的問題；燃煤灰分過高堵塞空預器，蒸汽吹灰器吹灰?guī)?、吹灰壓力不足、吹灰器磨損等原因造成吹灰效果不佳，必須保證吹灰蒸汽的過熱度以及吹灰效果；省煤器系統(tǒng)輸灰不暢，造成大量積灰或焦粒帶入后部設備，造成SCR催化劑及空預器運行壓力大幅度上升，需加強省煤器輸灰系統(tǒng)堵塞治理，尤其檢修期間應徹底清理斜坡段積渣，避免機組啟動后頻繁堵塞倉泵。

低負荷區(qū)間運行時間過長，空預器冷端綜合溫度低造成空預器堵塞加劇，積極與調度溝通，避免低負荷區(qū)間長期運行；冷態(tài)沖洗不充分、沖洗后干燥不充分、風煙道積存的雜物或者積灰未清理造成二次污染等原因造成的空預器差壓上升，嚴格空預器冷態(tài)沖洗驗收，正確進行干燥，及時清理風煙道積存的雜物積灰，避免二次污染；鍋爐暖風器泄漏也會造成空預器差壓不正常上升，故在檢修期間應對暖風器進行打壓查漏，同時若發(fā)現(xiàn)存在泄漏情況應第一時間隔離，避免汽水進入空預器內部。

綜上，控制空預器差壓應盡量從源頭上減少硫酸氫銨的生成量入手，在線沖洗以及升溫氣化等操作均屬于飲鴆止渴，不利用設備長周期運行，必須從合理配煤、燃燒調整、冷端綜合溫度、噴氨優(yōu)化等方面過工作。