曾志攀 蔡小周 张文博
（华能玉环电厂，浙江 台州 317604）
摘要：介绍了玉环电厂1 000 MW机组实现脱硝宽负荷运行的几个要点，以及实施脱硝宽负荷运行以来突显的空预器堵塞问题，通过制定有效的运行措施，避免空预器发生堵塞现象，同时研究了空预器堵塞后的处理措施。
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关键词 ：脱硝宽负荷运行；空预器；堵塞
0引言
2014年4月国家发改委与环保部联合发布了《燃
煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》，明确了脱硝电价考核目标由以前的脱硝效率达到设计效率的80%及投运率达到80%改为烟囱出口净烟气NOx排放小时平均浓度不超限，而且只有小时均值达标的电量能获得相应环保电价。2014年底，浙江省物价局与环保厅就燃煤电厂超净排放制定了临时电价补偿，一度电补偿一分钱，但烟囱出口净烟气烟尘、SO2、NOx排放小时平均浓度必须均满足超净排放要求才能取得该补偿。为了响应国家节能减排号召，改善当地大气环境质量，同时确保环保电价补偿能够全额取得，提高企业生产利润，脱硝宽负荷运行势在必行。本文重点分析了脱硝宽负荷运行的控制要求以及宽负荷运行后空预器堵塞的预防及处理。
1玉环电厂脱硝系统概述
玉环电厂4台机组均进行了脱硝改造，脱硝反应器布置在省煤器与空气预热器之间。为避免脱硝改造后空预器的低温腐蚀及堵灰，在脱硝改造的同时配套进行了空预器改造，主要将中低温段的传热元件更换为镀搪瓷元件，将三隔舱改为二隔舱。每台锅炉设两台SCR反应器，SCR反应器按“2+1”模式布置催化剂（两层初装+一层备用），催化剂采用Ceram公司的蜂窝型催化剂，设计化学寿命为24 000 h，在每台反应器侧面、催化剂上方安装5只半伸缩耙式蒸汽吹灰器，吹灰汽源压力0.7 MPa，温度250 ℃；脱硝还原剂采用尿素热解法制备55%浓度的尿素溶液；每台脱硝反应器配备了一套涡流混合型氨喷射系统，当机组燃用设计煤种（硫分1.27%）时，SCR的设计反应温度区间为317～400 ℃。#3机组率先进行了超净排放改造，烟囱出口净烟气烟尘、SO2、NOx排放小时平均浓度均满足相关要求，其他机组超净排放改造计划于2017年前全部完成。
2玉环电厂脱硝宽负荷运行的几个要点
2.1脱硝系统退出烟温值的选定
参考催化剂厂家给出的最低喷氨温度，查阅机组运行典型工况，可以判断玉环电厂脱硝系统满足300 MW以上脱硝宽负荷运行的要求（表1）。但是由于烟温低时脱硝催化剂活性下降，且烟温越低，硫酸氢铵的生成也越多且易粘附，从而易造成空预器冷端受热面堵塞和腐蚀，实际运行时需严格控制脱硝系统在MOT（最低喷氨温度）附近运行，最高不能超过5 h，且脱硝系统在接近最低喷氨温度短暂运行一段时间后，必须在BMCR工况下运行低温小时数的双倍时间。基于目前机组燃用硫分为0.6%左右，暂定脱硝系统退出烟温值为298 ℃，若燃煤硫分有较大变化，需进行相应调整。
2.2深度调峰时（300 MW以下）脱硝系统运行
从2014年起，由于宾金直流大功率输送水电入浙且不参与调峰，省内火电机组承担着在负荷低谷时深度调峰的职能，经常性地可能调峰至300 MW以下。由于脱硝系统退出后再次投运需要经过较长的暖管、加热过程，为避免脱硝系统较长时间退出，在机组需调峰至300 MW以下时，可通过开启高低旁，使机组在发电负荷300 MW以下时锅炉负荷大于300 MW，能达到脱硝系统不退出的要求。但是采用这种运行方式，部分蒸汽直接通过高低旁排至凝汽器，未参与汽轮机做功，经济性较差，只能在短时间调峰低负荷时运用，若机组确定要较长时间低谷运行，综合考虑经济性与节能减排要求，还是需退出脱硝系统运行。
3玉环电厂脱硝宽负荷运行带来的空预器堵塞问题
3.1脱硝宽负荷运行防止空预器堵塞的运行措施
（1） 合理地配煤掺烧，控制燃煤中综合硫分不大于0.8%，综合灰分不大于15%，对于超净排放机组需控制燃煤中综合硫分不大于0.5%。燃煤硫分的增加会直接增加烟气中的SOx含量和提高空预器的凝露点，促使硫酸氢铵的生成；同样燃煤灰分的增加会使更多的灰在空预器蓄热片上堆积，造成堵塞。（2） 尽量保持下层制粉系统运行，必须6套制粉系统运行时，尽量减少上层制粉系统的给煤量，控制整个炉膛在还原区气氛内，以减少NOx的生成。（3） 负荷＞600 MW时，将燃烧器摆角往下摆，上层AA风、OFA风尽量开大，以延长炉膛燃烧的还原区，降低NOx的生成；而在负荷＜500 MW时，需适当将燃烧器上摆，关小上层AA风、OFA风，以提高脱硝烟气温度，降低硫酸氢铵的生成。（4） 保证炉膛稳定燃烧且引风机风量避开失速区，尽量降低炉膛内总风量，增强炉膛的还原性气氛，以减少NOx的生成。（5） 定期进行SCR出口NOx浓度分布均匀性测试，及时对入口喷氨格栅进行优化调整，控制出口NOx及NH3分布均匀，避免因脱硝氨逃逸率局部较大造成的硫酸氢铵的生成量增加。（6） 定期校验脱硝反应器出口氨浓度测点，严格控制反应器出口氨浓度不超过3 ppm，正常情况下不超过1 ppm。
试验证明出口氨浓度在1 ppm以下时，硫酸氢铵生成量很少，空预器不会发生堵塞；若增加至2 ppm，空预器运行半年后阻力会上升30%；若增加至3 ppm，空预器运行半年后阻力会上升50%。（7） 脱硝SCR反应器进（出）口温度＜317 ℃或空预器烟气侧进出口差压较设计值上升0.5 kPa时，将空预器吹灰母管压力由2 MPa提高至2.2 MPa，同时保持空预器连续吹灰。（8） 加强脱硝系统蒸汽吹灰，提高脱硝蒸汽吹灰的压力、温度，脱硝SCR反应器进（出）口温度＜317 ℃时保持脱硝系统连续吹灰。（9） 脱硝尿素溶液喷枪退出后，保持脱硝烟气系统运行，使催化剂中残留氨能与烟气反应。（10） 调停期间对催化剂进行活性测试，活性不满足运行要求时及时联系进行催化剂再生冲洗，防止因催化剂活性不足引起的喷氨过量。
3.2空预器堵塞后采取的措施
（1） 争取在负荷＞900 MW工况下较长时间运行，厂家要求脱硝系统在接近最低喷氨温度短暂运行一段时间后，必须在BMCR工况下运行低温小时数的双倍时间，因为硫酸氢铵在高温时会缓慢分解。（2） 提高空预器吹灰压力，同时改为连续吹灰方式。加强空预器吹灰能够减缓空预器堵塞的快速发展，与其他措施配合进行。（3） 由于硫酸氢铵有较强的水溶性，空预器堵塞时可利用调停或检修时间，进行空预器低温段高压水冲洗。部分电厂已实现了空预器在线水冲洗技术，可进行可行性分析并利用机组检修机会进行改造。
4结语
随着国家环保政策的日趋严厉以及对脱硝的电价补偿力度加大，脱硝宽负荷运行势在必行。通过对脱硝宽负荷运行的几个要点进行分析，制定保障机组安全运行的技术措施，能实现脱硝宽负荷运行的要求。但是脱硝宽负荷运行随之而来的空预器堵塞问题，需要我们重点关注，因此有效防止空预器堵塞以及空预器堵塞后的处理措施显得尤为重要。
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参考文献］
［1］钟礼金，宋玉宝.锅炉SCR烟气脱硝空气预热器堵塞原因及其解决措施［J］.热力发电，2012（8）.
［2］华能玉环电厂辅机规程［Z］.
收稿日期：2015-08-07
作者简介：曾志攀（1983—），男，江西抚州人，工程师，研究方向：电厂集控运行。