马建华，杨轶文，曹 军，徐少峰，周笃毅

(上海上电漕泾发电有限公司，上海 201507)

1 000 MW机组启动期间NOx控制方法探讨与应用

马建华，杨轶文，曹 军，徐少峰，周笃毅

(上海上电漕泾发电有限公司，上海 201507)

随着脱硝设备及技术推广，燃煤电厂NOx控制在机组正常运行阶段已完全能满足环保部门要求，但在机组启动阶段(并网初期)，由于锅炉工况限制，NOx排放会超过排放标准。介绍了在现有设备情况下，运用运行调节手段，降低机组启动阶段NOx排放的措施。

超超临界机组；NOx控制；宽负荷脱硝

上海上电漕泾发电有限公司2×1 000 MW超超临界锅炉采用塔式直流锅炉。煤粉燃烧器采用APBG公司引进的低NOx同轴燃烧系统(LNTFSTM)。脱硝部分采用选择性催化还原技术(Selective Catalytic Reduction , 简称SCR)，SCR催化剂由之前三层板式改为现在的二层蜂窝式。1、2号机组分别在2015年的1B02等级检修期间和2014年的2B02等级检修期间进行了“超低排放”技术改造，改造之后机组正常运行中，二氧化硫、氮氧化物、粉尘排放浓度分别控制在35 mg/Nm3、50 mg/Nm3、5 mg/Nm3之内，达到燃气机组的排放水平，低于现行排放标准。伺候通过对启动阶段NOx超标原因分析，从运行调整入手，实现机组自并网起实现NOx“超低排放”。

1 机组启动阶段NOx排放情况及超标原因分析

1.1 NOx的产生机理

在煤粉燃烧的过程中，NOx的生成量特别是排放量与燃烧的温度和燃烧区的过量空气系数密切相关，根据形成的条件不同大致可以分为燃料型、热力型、快速型三大类。

(1)燃料型NOx

燃料型NOx即为燃烧原料中含有的氮化合物与氧气反应结合生成的NOx，据统计，燃料型NOx在NOx排放总量中所占的比例为75%以上。而影响燃料型NOx生成量的因素主要有两点：燃煤本质特性及燃烧过程中的过量空气系数。

(2)热力型NOx

热力型NOx主要是由空气中的N2与O2反应产生，反应发生的必要条件是高温，随着温度的升高，热力型NOx的生成量会以几何倍数规律增长，而影响热力型NOx生成量的主要因素则是煤粉在炉内的停留时间和炉内的N2浓度有关。

(3)快速型NOx

燃料中的CH原子团撞击N2，产生CN化合物，CN化合物与O2进一步反应产生的NOx即为快速型NOx，这个反应较快，故称之为快速型NOx。但是快速型NOx在燃煤产生的NOx总量里占据很少比例。

1.2 机组启动阶段NOx排放情况

表1为2016年6月20日2号炉冷态启动期间NOx排放情况，数据来源为环保网站上相关CEMS数据小时均值。

表1 2号炉冷态启动期间NOx排放情况

从表1可见，2016年6月20日，2号炉冷态启动期间，机组并网初期三个小时，没有达到超净排放标准。

2016年9月1日起上海市环保局对NOx排放将实施更严格的考核标准：机组启动过程NOx(6%O2)<50 mg/Nm3。假如折算NOx超考核标准50%(即75 mg/Nm3)，取消超净排放电价优惠。假如折算NOx超考核标准100%(即100 mg/Nm3)，对超标企业进行扣罚、且通报批评。

1.3 锅炉燃烧特性对NOx排放超标的影响

在不考虑SCR装置作用的条件下，NOx在锅炉中产生的数量与锅炉内的过剩空气系数有直接的关系。一方面过剩空气系数越大，则烟气中含氧量越高，炉膛内氧化性气氛越严重，氮化合物易被氧化形成NOx。另一方面NOx排放数据按照6%烟气氧量进行折算(折算值=测量值×15/(21-O2))，当氧量大于6%时，环保局考核的折算值将大于测量值，而随着氧量进一步上升，根据折算公式，折算值将快速升高，甚至数倍于测量值。如果并网后要排放达标，不同氧量下的排放实测值限额见表2。氧量过大，不仅大量生成NOx引起环保超标，另外折算倍率越大，也不利于排放达标。

在机组正常运行阶段，氧量一般控制在3%左右，燃料量与风量比例控制合理，折算值将小于测量值，SCR进口NOx折算值一般在150～200 mg/Nm3间，经SCR处理后，烟气中的NOx折算值一般被控制在20 mg/Nm3左右，完全符合排放要求。而在机组启动初期，由于火电机组运行特性，燃料量很小，而相对的风量却较大，造成了烟气中氧量极大，并网初期一般达到10%，按照折算公式，折算值将是测量值的1.36倍，所以如不采取有效地运行控制手段，在并网初期，根据以往的运行情况，NOx排放折算值会接近400～600 mg/Nm3。

表2 超低排放改造后氧量折算表

1.4 SCR装置催化剂温度要求的影响

对SCR装置催化剂，按照厂家给出的允许工作温度为320～450℃，上电漕泾SCR投用条件为SCR进口烟温大于310℃，而机组并网初期由于燃烧率不足，之前SCR进口烟温一般仅维持在210～240℃左右，按之前的运行方式需经3个多小时的加负荷过程，方能达到310℃以上，而在此之前无法投用SCR，NOx数值都将处于超标状态。

综合上述两方面因素，造成了上电漕泾机组启动并网初期NOx排放值大于50 mg/Nm3。

2 减少NOx生成及提前SCR投运的手段

通过前期调研，对低温投SCR 的危害性进行了分析，再结合上电漕泾设备实际情况目前设定了SCR投入条件为进口温度必须大于280℃，该温度调整经过远达催化剂公司审核确认。另外SCR 投入后，在3小时内加负荷将烟温提高到305℃以上(远达催化剂公司要求12小时内)。进一步优化运行调整操作，实现机组启动阶段折算NOx控在小于50 mg/Nm3之内。

2.1 机组启动前合理选煤

根据经验一般选取低氮化合物、高热值、高挥发份煤种。推荐：热值大于5 500大卡、含硫0.3%(参考)、挥发份28%神木煤，可以满足机组启动要求。

2.2 提高给水温度

概况:机组启动过程中提高给水温度，给水在省煤器中吸收的热量就会减少，这样就使锅炉的排烟温度得到提高。因此宽负荷脱硝是否能正常及时投用，给水温度是否能提高到一定水平就成了关键的因素。要求在机组并网前给水温度要>200℃。漕泾电厂1、2号机为1 000 MW机组，1号机在7月10日～11日启动中由于提高了给水温度，使宽负荷脱硝得以正常及时的投用，取得了良好效果。

2016年7月10日20：17分1号炉点火；22：50分程控启动走步；7月11日0:17分360 r/min低速暖机；3：56分程控转速释放冲3 000 r/min；4：01分汽轮机全速发电机并网；4：40分高旁转为“B”模式；DEH转为“2”初压模式。

(1)提高除氧器温度

机组启动过程中在辅汽允许情况下尽可能的提高除氧器温度，除氧器温度保持在130℃以上为宜，尽可能取高限。除氧器水温的提高有利于减少2号高加给水的进出口温差、有利于高加水位的稳定，防止了高加水位波动引起的水位保护动作，高加跳闸。除氧器温度的提高还降低了除氧器的含氧量。从7月10日20：00锅炉点火-11日4：01分机组并网期间，除氧器平均水温保持在较高水平。

(2)根据机组启动需求重新设定高旁后温度

高旁后温度原自动设定值为380℃可适当降低，这样就满足了冷再向辅汽母管供汽的要求。当本机冷再蒸汽温度接近辅汽正常运行温度时，可向辅汽母管供汽(投用前注意充分疏水)，注意辅汽母管温度控制在300℃～330℃之间，这样就保证了除氧器有足够的加热汽源，对提高除氧器温度非常有利。并注意1、2机的轴封汽温度正常。机组负荷80～100 MW高加已全部正常投用后，逐步停用本机供辅汽。因为这时冷再温度不能满足向辅汽母管供汽的要求。本机冷再向辅汽母管供汽减少了凝汽器的冷源损失(否则这些蒸汽将通过低旁进入凝汽器)，这些蒸汽可供本机的除氧器的加热、小机的驱动汽源、大小机的轴封汽源。提高了机组启动的经济性。

(3)尽早投运本机冷再自供辅汽

锅炉启动升温升压过程中满足冷再蒸汽温度后将辅汽母管汽源平稳切至冷再供本机供应，如供辅汽调门满足投自动的条件时应投自动,如不满足则手动调节，注意保证再热器有足够的冷却蒸汽，启动中一级再热管壁温度控制在正常范围内。1、2号机都要加强对辅汽母管压力、温度的监视。

(4)采取措施确保2号高加的正常、安全、稳定运行

启动过程中除氧器水温处于较高的水平，是保证2号高加正常、安全、稳定运行的基础。针对2号高加逻辑在启动时不合适的部分作了修改，保证了2号高加的水位稳定，防止了水位不正常引起的高加跳闸：

2号高加向凝汽器危急疏水调门逻辑：水位30 mm调节开；88 mm保护开；-50 mm保护关。

2号高加向除氧器危急疏水调门逻辑：水位48 mm调节开；58 mm保护开；-50 mm保护关。

上述两疏水调门逻辑只适合机组正常运行中高加水位保护，不适合启动中疏水调门的自动调节。高加水位138 mm延时30 s高加汽侧切除；188 mm整列高加水侧切除。

为保证启动过程中为了满足2号高加水位正常调节，可以采取以下措施：手动将2号高加向凝汽器危疏调门、除氧器危疏调门疏水水位设定值降低。当高加汽侧压力较低时，向凝汽器调门投自动，水位按设定值基准调节，向除氧器危疏水调门放手动，高加水位保护开功能不变。当高加汽侧压力满足向除氧器疏水要求时，向除氧器危疏调门投自动，水位以按设定值基准调节，向凝汽器疏水调门放手动，高加水位保护开功能不变。

(5)2号高加投入的注意事项

2号高加进汽门手动调节在合适开度，保证高加的温升在合理范围内，保证高加运行的安全性。

7月10日22：00分冷再压力0.3 MPa投入2号高加，向凝汽器危疏水调门投自动疏水向凝汽器、向除氧器危疏水调门投手动。随着冷再压力升高，当2号高加汽侧压力达到1.0 MPa时，向除氧器危疏水调门投自动疏水向除氧器、向凝汽器危疏水调门投手动。及时将2号高加疏水切至向除氧器有利于热量回收，减少了凝汽器的冷源损失，提高了机组启动的效率。

保持通过高加水侧的给水流量稳定有利于2号高加的水位稳定，切忌给水流量大起大落，给水流量波动将引起高加水位的波动，若流量波动大将引起高加水位保护动作高加跳闸。

7月10日22：00分2号高加投入至4：01并网：2号高加水位基本稳定，未出现由于水位原因引起的高加跳闸发生。2号高加进水平均温度为146℃、出水温度平均为212℃、高加平均温升为66℃。

2.3 减少省煤器吸热

(1)利用启循泵减少省煤器吸热

上电漕泾每台锅炉为回收机组启动期间热量，在分疏箱下部安装有一台启循泵。机组启动期间投运启循泵，将分疏箱内的热水通过启循泵打入省煤器进口，提高省煤器进口水温，从而减少省煤器吸热，提升SCR进口烟温。启循泵投运后，省煤器进口水温由212.7℃，提升到246.7℃，提升了34℃。从而提高了SCR进口烟温。

(2)利用宽负荷脱硝系统减少省煤器吸热

上电漕泾二台锅炉为上海锅炉厂有限公司设计制造的1 000 MW超超临界、一次再热、平衡通风、直流塔式锅炉。利用机组等级检修机会，在省煤器进出水母管增加旁路，减少省煤器的水量，省煤器的出口水温提高，降低了省煤器的换热温差，减少对流换热量，提高省煤器出口烟气温度(俗称宽负荷脱硝系统)，实现了机组负荷在40%时仍能正常投运SCR，从而确保烟囱50米处NOx控50 mg/Nm3之内。

上电漕泾在2016年7月11日，1号炉冷态启动期间，3：29，宽负荷脱硝系统投入(即并网前半小时)，从而减少省煤器吸热。

宽负荷脱硝系统投运前状态(3：29)：1)双磨1B/1C=55/56t/h+八根微油枪；2)高加出口给水压力13.3 MPa，而省煤器出口水压仅为9.5 MPa；3)高加出口给水温度209℃，省煤器进口水温208℃，省煤器出口流量计下方水温222℃，省煤器出口下降母管水温263℃，省煤器出口压力下保护温度295℃，SCR进口烟温=267℃；4)高加出口给水流量1 100 t/h，省煤器进口流量254 t/h，省煤器出口流量1 096 t/h。宽负荷流量374 t/h，省煤器旁路/进水调节门22.07%。

2.4 磨煤机运行方式优化

上电漕泾每台锅炉配有六台中速磨煤机(北京电力设备总厂生产的ZGM133G型磨煤机)。在磨煤机B八根一次风喷嘴处装有八根微油枪。六台磨煤机的中间辅助风喷嘴处设有轻油枪。为此，锅炉点火之后，首台启动磨上电漕泾是磨煤机B。之前为确保汽机冲转时主汽温和再汽温控410℃左右，第二台启动磨选择磨煤机A。而本次启动为提高SCR进口烟温，第二台启动磨选择磨煤机C，这样可适当提高炉膛火焰中心位置，从而提高SCR进口烟温。

2.5 其他辅助手段

2.5.1 降低二次风量，减少NOx生成

启动阶段锅炉燃料量很小，而相应的二次风量较大，风煤比相比锅炉正常运行中大得多。二次风量受制于锅炉最小风量的限制(总风量小于25%，锅炉触发MFT )，为此，运行人员往往凭经验将风量控制在远大于25%值上，以取得心理上的安全感。从而造成NOx生成量相对较大。

在机组启动期间，为降低NOx生成，上电漕泾在机组启动期间将二次风量控制由之前的900 t/h，改为850 t/h。本次启动，二次风量控34%(见表3、表4)。

表3 上电漕泾正常情况下，风量按下列数据进行控制

表4 为了降低机组并网后NOx，现已改成按如下数据进行控制

2.5.2 利用SOFA风挡板，减少炉膛内氧化性气氛

上电漕泾二台锅炉煤粉燃烧器采用APBG公司引进的低NOx同轴燃烧系统(LNTFSTM)。它一共设有12层煤粉喷嘴，在煤粉喷嘴四周布置有燃料风(周界风)。燃烧器风箱分成独立4组，下面3组风箱各有4层煤粉喷嘴，对应2台磨煤机，在每相邻2层煤粉喷嘴之间布置有1层燃油辅助风喷嘴。每相邻2层煤粉喷嘴上方布置了1个组合喷嘴，其中预置水平偏角的辅助风喷嘴(CFS)和直吹风喷嘴各占约50%出口流通面积。最上面1组风箱为SOFA风箱。具体见图1、图2。

图1 燃烧器组布置图

图2 单组燃烧器结构图

为降低启动期间NOx生成，上电漕泾对锅炉燃烧器配风系统进行操作优化调整。之前机组启动期间，受制于大风箱差压控制(考虑保持二次风大风箱差压，即送风刚性，一般不予投用SOFA风挡板)，SOFA风就算开启，开度也不大。

作为低氮燃烧的重要组成，尝试在启动阶段全开六层SOFA风挡板，并适度关小非运行磨的辅助风和燃料风挡板。(见表5、表6)

表5 上电漕泾正常情况下，风箱差压控制情况

表6 为了降低启动期间NOx，现已改成按如下数据进行控制

六层SOFA风挡板全开，大风箱差压为0.071 kPa，除运行磨B外的所有辅助风和燃料风均关小，从而降低NOx生成。

2.5.3 提高汽机冲转参数，延长升温升压时间，提升并网前烟气温度

按现行的环保考核方式，是从机组并网后开始计量NOx数据进行考核，并网前虽有NOx数据但不进行考核，所以如能提升并网时烟气温度，使机组并网时SCR进口烟温已满足投入条件，就可实现NOx控制。上电漕泾汽机冲转时主汽温和再汽温由之前的410℃，提升到430℃，并适当延长升温升压时间，从而尽可能提升SCR进口烟温。

2.5.4 优化SCR投运条件

根据SCR装置制造厂提供的数据，再结合实际情况本次机组冷态启动采用当SCR进口烟温≥280℃时，才可手动控喷氨调节门，最大≯5%，且手控时间≯3小时。

2016年7月11日，3：45，即1#号机组并网之前的16分钟，上电漕泾1#号炉开始手动喷氨时的SCR进口烟温已达295-298℃，手动喷氨量控38 m3/h，此时的烟囱50米处NOx(即FGD后NOx)131.6 mg/Nm3。至1#号机组并网时(4:01并网)，烟囱50 m处NOx(即FGD后NOx)已降至小于50 mg/Nm3。

3 优化启动阶段运行方式后所取得的实际效果

3.1 优化启动阶段运行方式

(1)充分利用2#号高加，提高给水温度；

(2)利用宽负荷脱硝系统和启循泵运行，减少省煤器吸热；

(3)优化磨煤机运行方式；

(4)降低二次风量，减少NOx生成；

(5)充分利用六层SOFA风挡板，使锅炉燃烧区欠氧燃烧，减少NOx生成；

(6)提高汽机冲转参数，延长升温升压时间；

(7)优化SCR投运条件。

3.2 运用效果

经过不断地总结摸索，上述运行方式优化手段在机组启动阶段已逐渐成熟，机组启动期间的NOx排放折算值控在50 mg/Nm3之内。表7为2016年7月11日，1号炉冷态启动期间NOx排放情况，数据来源为环保网站上相关CEMS数据小时均值：

本次锅炉冷态启动，从机组并网起NOx排放折算值就已控在50 mg/Nm3之内，没有任何超标，取得了明显的效果。现正已在上电股份有限公司内部作为样板进行推广。

表7 1号机组冷态启动期间NOx排放情况

4 运行调整中的注意事项

(1)宽负荷脱硝系统流量控制

在机组正常运行期间的40%负荷段，高加出口给水压力与省煤器出口水压二者差值仅为0.2 MPa左右。而在机组启动期间高加出口给水压力达13.3 MPa，而省煤器出口压力最高仅为9.5 MPa，二者差压最起码有3.8 MPa。一旦宽负荷脱硝系统流量失控，极易诱发因省煤器内水量过小，逐步汽化设备损坏事件。因此，控好机组启动期间宽负荷脱硝系统流量是防止宽负荷脱硝系统跳闸主要手段(上电漕泾宽负荷脱硝系统保护设有：省煤器出口水温欠焓<8℃，省煤器旁路/进水调节门强制关闭)，从而可避免MFT发生。

(2)防止启循泵跳闸

上电漕泾设有最低给水流量，MFT触发值为777 t/h。为此，在机组启动期间必须监视好分疏箱水位(分疏箱水位低于2 m，启循泵跳闸)。因为启动初期为回收热量，高加出口给水流量控300～600 t/h左右，启循泵出口流量控350～600 t/h左右，从而确保省煤器出口流量控850～1 200 t/h，假如发生启循泵跳闸，极易诱发MFT。

(本文编辑：杨林青)

Application of NoxComtrol Oluring the Start-up Period of 1 000 MW Unit

MA Jian-hua, YANG Yi-wen, CAO Jun, XU Shao-feng, ZHOU Du-yin

(Shanghai ShangDia Caojing Power Generation Co., Ltd., Shanghai 201507, China)

With the extension of denitration equipment and techuology, NOxcontrol of cool-fired plants has met the reguirments of enviromental protection department during the normal operation of the unit. But at the start-up stage (early in gird-connectiong-period), NOxemissions will exceed the stand and due to the limitation of boiler operating conolitions. The measures inthe case of existing equipment to reduce NOxemissions in the start-up process of units were intruduced.

ultra-super critical unit, NOxcontrol, wide-rangede-NOx

10.11973/dlyny201606021

马建华，男，从事发电企业节能减排工作。

X701

B

2095-1256(2016)06-0762-06

2016-11-03