火电机组启停过程中环保指标的控制策略

翟云岳

摘要：随着国家对火电厂大气污染物排放限值越来越严格，并同时出台了对超低排放达标机组提供电价补贴的相关政策，如何控制好火电机组启停过程中污染物排放超标时间，成为了火电厂经济运行的重要研究课题。本文通过理论分析与数十次机组启停实践，总结、应用了300MW级机组启停过程中环保指标控制的有效策略。

关键词：机组启停；妈湾电厂；超低排放；控制策略

引言

妈湾电厂6台300MW级机组，锅炉为单炉膛、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置、亚临界控制循环、燃煤汽包炉。锅炉采用天然气点火。配6中速磨正压直吹式制粉系统。自2009-2012年先后对六台炉进行了低氮燃烧器改造，低氮燃烧器设计氮氧化物排放低于316mg/Nm3，实际运行中，高负荷可控制在200mg/Nm3左右，低负荷约250mg/Nm3。至2014年又先后为6台炉加装了选择性催化还原烟气脱硝系统（SCR）。经2015、2016年两年运行以来，氮氧化物全年排放低于35mg/Nm3，完全达到国家超低排放标准。但由于脱硝系统投运有入口烟温的条件（300-400℃），无法在机组启动过程中全程投入运行。

随着《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的实施[1]，国家对电厂污染物排放要求越来越严格，从2016年开始对满足超低排放标准的电厂施行环保电价补贴。超低排放标准[2]为：在基准氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3；超低排放率99%以上，补贴1分/kwh；80%-99%，补贴0.9分/kwh（以小时均值考核）。几年来公司对所有机组均进行了脱硫脱硝改造，按前几年排放情况来看，达到80—99%应该不成问题，但要达到99%以上有相当难度。以全年供电量70亿度来算，两种补贴相差700万元；能否全程超低排放直接关系到我企业利润。另外超低排放更是企业的社会责任，关系企业的社会形象，直接影响企业的生存环境。

1对烟尘及SO2控制策略

公司把六台机组由柴油点火改为了天然气点火，使得电除尘可以在机组的整个启停过程中全程投入运行；同时对电除尘进行了高频电源改造，除尘效率大为提升，电除尘所有电场正常运行时可控制烟尘浓度1-2mgmg/m3，有一定的冗余。

脱硫采取海水脱硫法，脱硫系统随机组启停，全程投入运行；在采取炉外配煤、降低入炉煤含硫量；以及必要时采取三台吸收泵运行方式，可控制SO2排放不超标。实际上从2016年初以来六台机组基本做到SO2和烟尘零超标。

2对NOx排放控制策略

公司采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，技术原理为：向温度为300—400℃烟气中喷氨，在催化剂的作用下，将NOx还原为氮气和氧气[3]。由于我厂位于城市核心位置；从安全上考虑，没有采用经济、简单的液氨系统，而是采用安全环保的尿素热解系统，技术原理为：将饱和尿素溶液喷入320-360℃热解炉中，由热风将尿素热解为氨气。热解炉采用天然气热风炉加热热一次风系统，电加热器作为热风炉备用。

由上可知，脱硝系统投运的两个基本条件是：1、入口烟温达到300℃；2、热解炉出口温度达到320℃。无法在机组启停过程中全程运行。以2016年上半年为例，机组启动NOx超标平均时间为6-7小时，停机为1-2小时；（单个集控室一个季度启停三次机就无法保证超低排放率99%以上）因此缩短启停机过程中NOx超标排放时间是能否达到超低排放率99%以上的关键。

经过两年来的不断摸索与总结，机组启动NOx超标时间已缩短为2小时，而停机过程已做到全程超低排放。

2.1机组启动阶段

为尽快达到脱硝投运条件（入口烟温）措施有：

1、给水温度严重影响省煤器出口烟温（SCR入口烟温），（运行经验表明给水温度每升高10℃，SCR入口烟温升高3℃）为避免机组启动后高加故障，影响给水温度，在机组启动前高加水侧通水时就注意高加运行状况，避免高加故障停运。

2、尽可能早的投入除氧器加热，并提高加热温度（提高给水温度），以辅助蒸汽压力0.75MPa，可以加热给水至160℃。同时提高除氧器加热温度还可减少锅炉启动天然气消耗量，降低启动费用。

3、由于在全天然气运行状况NOx排放不超标，因此机组并网后可在此工况下适当暖机，为制粉系统投运后快速加负荷做准备。

4、从第一台磨煤机投运后尽快加负荷（汽机本体允许的范围内快速加负荷）。

5、尽早启动汽泵，避免因给水泵原因导致机组在低负荷状态停留。

6、磨煤机启动不顺利时甚至可以采用增大天然气负荷以满足烟温。

7、因省煤器再循环开启，部分炉水进入省煤器入口，相当于提高给水温度，因此可在机组脱硝系统正常后，再关闭省煤器再循环。锅炉启动过程蒸发量较小，同时启动过程一般三台炉水泵运行，蒸发系统水循环安全有足够保证；现阶段因省煤器再循环管流量有限，对省煤器入口给水温度影响有限。如将省煤器再循环改造，增大流量；估计可以进一步提高省煤器入口给水温度（并网前）至200℃以上，甚至可以做到整个启动全程投运脱硝（从机组并网开始）。

为尽快使热解炉出口温度达到320℃措施：

1、公司各部门多次组织讨论，最终确定解除热风炉启动的负荷条件（该保护与尿素喷枪保护重叠）。

2、机组并网前启动一次风机。

3、一次风压正常后，尽早投入热风炉（电加热器）运行，对热解炉系统预热（热风炉投运后，约1-1.5小时后，热解炉出口温度能达到320℃），以达到热解炉出口风温与SCR入口烟温同时满足脱硝投运条件。

2.2机组停止阶段

电力行业进入新常态，机组利用小时数锐减；机组频繁调停，且无法预估下次启动时间，为避免原煤仓存煤自燃，要求每次停机烧空煤仓。由于机组在低负荷时无法保证脱硝入口烟温300℃以上，因此作为运行的控制策略是：尽量减少机组低负荷运行时间；具体步骤如下：

1、在150MW负荷以上，通过调整各台制粉系统出力，使各原煤仓煤位一致。

2、剩三个煤仓时每套制粉系统出力，保证负荷大于120MW，保证SCR入口烟温。

3、剩两个煤仓时，增投气枪稳燃保证SCR入口烟温。

4、剩一个煤仓时手动停止喷氨，此时由于SCR反应塔内有存氨，可保证解列过程NOx不超50mg/m3（由于各个煤仓煤位一致、可保证最后一个煤仓单独运行时间小于30分钟）；同时提前停止喷氨，可避免停炉后系统存氨对烟道、设备的腐蚀。

3结论

通过上述启停机过程优化，自2016年9月起，多次烧空煤仓停机均已做到全程NOx不超标。2017年上半年12次启机，平均每次超标时间小于3小时；较去年大为缩短（去年平均5.8小时/次）。而最近的6次启机更是均控制在2个小时以内。以2017年6月20日-9月30日期间为例，二氧化硫、氮氧化物、烟尘平均排放浓度分别为10.2mg/m3、24.9mg/m3、2.6mg/m3，1-6号机组超低排放合格率分别为99.8%、99.8%、100%、100%、99.95%和99.95%，取得了全部超低排放电价补贴。

参考文献

[1]中华人民共和国环境保护部,国家质量监督检验检疫总局.《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011).2011,7,29

[2]国家发展改革委,环境保护部,国家能源局.《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格〔2015〕2835号）.2015,12,2

[3]高岩,栾涛,彭吉伟,吕涛.燃煤电厂真实烟气条件下SCR催化剂脱硝性能.化工学报.2013,1,18