环保网讯:国家和地方政府部门对燃煤机组的三项污染物排放的要求越来越高，火电厂在任何运行负荷时，都必须达标排放。各地方环保部门也以各种方式要求提高脱硫脱硝和除尘设施的投运率。三项污染物的超标将引起排污费的增加、环保电价的没收，直接影响电厂的收入。而机组启停阶段、低负荷阶段，在不进行锅炉设备改造的情况下，脱硝SCR烟气温度低于300℃，造成脱硝系统无法投运。
某发电公司经过多次机组启动试验和总结，从提前导通氨气管路系统、优化掺配煤、制粉系统启动、汽温控制、干湿态转换时间以及过再热烟气挡板调节入手，采取了有针对性的调整策略，取得了明显效果，实现了不进行锅炉设备改造的情况下，机组并网前脱硝入口烟温大于300℃并全负荷投入脱硝系统。
1锅炉设备概述
4×660MW锅炉是超超临界参数变压运行直流锅炉，超超临界参数、型式为П型布置，一次中间再热，单炉膛，平衡通风，采用四墙切圆燃烧方式，设计燃料为烟煤，产品型号为HG-2000/26.15-YM3。脱硝SCR出入口烟温达到300℃以上允许投入脱硝系统。
1-4号炉脱硝系统采取选择性催化还原(SCR)法来达到去除烟气中NOx的目的。脱硝系统设计效率二层催化剂脱硝效率可达81%，三层催化剂脱硝效率可达90%，催化剂设计允许最高使用温度420℃，允许最低使用温度300℃，氨逃逸率小于3ppm。1-4号炉脱硝正常脱硝SCR出入口温度控制在300-420℃，低于300℃时烟温低保护动作，4台机组均无任何全负荷投脱硝改造。
锅炉启动系统为带再循环泵系统，二只立式内置式汽水分离器布置于锅炉的后部上方，由后竖井后包墙管上集箱引出的锅炉顶棚包墙系统的全部工质均通过4根连接管送入二只汽水分离器。在启动阶段，分离出的水通过水连通管与一只立式分离器贮水箱相连，而分离出来的蒸汽则送往水平低温过热器的下集箱，分离器贮水箱中的水经再循环泵后到省煤器入口。
烟气依次流经上炉膛的分隔屏过热器、屏式过热器、末级过热器、末级再热器和尾部转向室，再进入用分隔墙分成的前、后二个尾部烟道竖井，在前竖井中烟气流经低温再热器和前级省煤器，另一部分烟气则流经低温过热器和后级省煤器，在前、后二个分竖井出口布置了烟气分配挡板，烟气流经分配挡板后通过连接烟道、脱硝SCR、回转式空气预热器、电除尘器、引风机、脱硫装置，由烟囱排向大气。
2并网前脱硝投入锅炉设备必备条件
锅炉并网前脱硝系统的投入，锅炉设备必须具备以下四个条件：
1)锅炉给水系统具有炉水循环泵。
2)锅炉具有过再热烟气调节挡板。
3)机组并网前锅炉主蒸汽温度可以达到470℃左右。
4)脱硝SCR入口烟气温度达到300℃，脱硝允许投入。
3运行调整策略
3.1脱硝SCR系统准备
1)若脱硝SCR区管路进行过检修，应在点火前完成氨气管路的氮气充压查漏工作，使管道处于保压状态。
2)锅炉点火后确认脱硝供氨总阀(氨站)开启，管道无漏氨，提前导通脱硝SCR区系统。
3)脱硝入口烟温大于250℃时，开启脱硝SCR区供氨手动总阀，脱硝系统具备随时投入条件。
3.2掺配煤优化
某发电公司锅炉启动采A磨煤机等离子点火，在启机阶段，为提高锅炉主蒸汽温度，以及尽早启动第二套和第三套制粉系统，从而提高烟气量和炉膛出口烟气温度，优化机组启动过程中的掺配煤方式。
制定上煤方案时，根据煤场存煤情况，充分考虑配煤方式并计算入炉煤发热量，在保证燃烧稳定的前提下，尽量降低入炉煤发热量，A、B磨煤机掺配高热值煤种(塔优或神华)，其它磨煤机尽量掺配低热值煤种。
3.3提高省煤器入口给水温度至250℃左右
某发电公司锅炉给水系统如下图：
并网前锅炉给水系统
1)通过辅汽加热除氧器，锅炉点火后始终保持除氧器内给水温度在120℃以上;汽轮机暖机期间联系化验班化验凝结水水质，水质合格后立即回收凝结水至除氧器。汽轮机3000rpm定速后，四抽至除氧器加热进行暖管，四抽压力达到0.26MPa以上立即投入四抽至除氧器加热。
2)汽轮机3000rpm定速后，投入高低加系统，从而提高省煤器入口给水温度，在机组并网前确保省煤器入口给水温度达到250℃以上。
3)锅炉湿态时增大炉水循环泵出力。通过开大炉水循环泵过冷水调门开度，减少锅炉上水调门开度，先将大部分的给水上至锅炉贮水箱内，然后利用贮水箱内温度较高的热水与高加出口温度较低的给水在省煤器入口混合，从而保证机组并网前省煤器入口给水温度保持在250℃以上。
4)减少炉水外排，对贮水箱水位的调整尽量做到零外排，从而减少锅炉上水量，避免温度较低的给水进入省煤器。
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