燃煤鍋爐全負(fù)荷脫硝技術(shù)的研究及應(yīng)用

王軍民

（浙江大唐烏沙山發(fā)電有限責(zé)任公司，浙江 寧波 315722）

0 引言

近年來隨著環(huán)境的惡化，國家越來越重視對于環(huán)境的保護(hù)。隨著國家頒布GB 13223-2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》并實(shí)施后，大量的燃煤鍋爐都配有SCR（選擇性氧化還原技術(shù)）脫硝裝置，而SCR 催化劑的正常運(yùn)行對進(jìn)口煙氣溫度有一定要求（300～420℃），對于特定的裝置，催化劑的設(shè)計(jì)溫度范圍稍有變化，通常按照鍋爐正常負(fù)荷的省煤器出口煙溫設(shè)計(jì)，當(dāng)鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，省煤器出口煙氣溫度會(huì)低于下限值，無法滿足脫硝裝置的溫度要求。目前，火電機(jī)組基本參與調(diào)峰，這就造成鍋爐經(jīng)常會(huì)在低負(fù)荷段運(yùn)行，而此時(shí)省煤器出口煙氣溫度偏低，過低的煙氣溫度不能滿足脫硝系統(tǒng)連續(xù)、穩(wěn)定的投運(yùn)要求，導(dǎo)致NOX排放值超過國家排放標(biāo)準(zhǔn)。

為了解決火電機(jī)組低負(fù)荷脫硝系統(tǒng)被迫退出運(yùn)行的問題，國內(nèi)開展了大量的理論研究，并對相關(guān)設(shè)備進(jìn)行改造，提高鍋爐煙溫適應(yīng)催化劑，但是仍然不能實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷段脫硝投入運(yùn)行。針對完成脫硝煙溫提升改造后的鍋爐，提出機(jī)組啟停機(jī)煙溫提升技術(shù)，并在某發(fā)電廠成功實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝運(yùn)行，為國內(nèi)燃煤電廠提供參考。

1 國內(nèi)全負(fù)荷脫硝技術(shù)改造現(xiàn)狀

全負(fù)荷脫硝投入是指發(fā)電機(jī)組在網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，脫硝系統(tǒng)保持在任何負(fù)荷段全程投入，即發(fā)電機(jī)并網(wǎng)的同時(shí)，脫硝系統(tǒng)已投入，并實(shí)現(xiàn)NOX達(dá)標(biāo)排放。實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝技術(shù)有以下2 條路線：

（1）開展鍋爐脫硝煙溫提升改造，通過提高鍋爐煙溫適應(yīng)催化劑。改造方案主要包括省煤器煙道分隔擋板改造、省煤器分級(jí)改造、省煤器水側(cè)旁路改造、省煤器煙氣旁路改造以及回?zé)岢槠a(bǔ)充給水加熱改造。完成改造后，大幅降低了脫硝低溫退出的負(fù)荷點(diǎn)，基本實(shí)現(xiàn)40%額定負(fù)荷脫硝入口煙溫不低于300 ℃（詳細(xì)數(shù)據(jù)見表1），保證機(jī)組正常調(diào)峰負(fù)荷內(nèi)（40%～100%額定負(fù)荷）脫硝全程投入，但是仍然不能實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷段脫硝投入運(yùn)行。

（2）讓催化劑適應(yīng)鍋爐煙溫，采用低溫催化劑替代現(xiàn)有催化劑。常規(guī)催化劑的連續(xù)運(yùn)行溫度為300～420 ℃。低溫催化劑連續(xù)運(yùn)行溫度為275～420 ℃，脫硝效率不小于85%。但是，低溫催化劑價(jià)格要高于常規(guī)催化劑，使用低溫催化劑會(huì)增加投資，低溫催化劑價(jià)格較常規(guī)催化劑高出50%左右[7]。且因?qū)挏豐CR 催化技術(shù)尚不成熟，只有極少低溫脫硝催化劑應(yīng)用于工程實(shí)踐，未得到實(shí)踐認(rèn)可，不具備廣泛推廣的條件。

2 全負(fù)荷脫硝技術(shù)的研究

脫硝煙溫提升改造后，40%額定負(fù)荷以上均能實(shí)現(xiàn)脫硝全程投入，但是在機(jī)組啟、停過程，負(fù)荷低于40%額定負(fù)荷，脫硝入口煙溫低于300℃，脫硝系統(tǒng)被迫退出運(yùn)行。機(jī)組啟、停過程中，由于爐內(nèi)熱負(fù)荷低，鍋爐給水溫度也相應(yīng)降低，必然導(dǎo)致各級(jí)受熱面煙溫下降，脫硝退出。在脫硝系統(tǒng)改造的基礎(chǔ)上，必須優(yōu)化啟、停機(jī)操作，提升脫硝入口煙溫，實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝投入。

2.1 機(jī)組停機(jī)過程煙溫提升技術(shù)

2.1.1 提高鍋爐煙氣流量或煙氣溫度

（1）降低入爐煤平均熱值，提高入爐煤平均水分。

在相同負(fù)荷下?lián)綗蜔嶂?、高水分煤種，將使總煤量增加，不僅降低爐膛火焰平均溫度，而且增大了總煙氣流量，減少各級(jí)受熱面吸熱量占煙氣總熱容量的比例，從而提高SCR 入口煙溫。

（2）提高鍋爐煙氣氧量。

增加鍋爐一、二次風(fēng)量，提高煙氣氧量，增加煙氣流量，減少各級(jí)受熱面吸熱量占煙氣總熱容量的比例，提高了煙氣溫度。通常氧量提高1%，脫硝入口煙氣溫度可提高3～5℃。

（3）提高爐膛火焰中心位置。

優(yōu)化磨煤機(jī)運(yùn)行組合方式，保留高層磨煤機(jī)運(yùn)行，同時(shí)，通過優(yōu)化二次風(fēng)配比，將主燃燒區(qū)二次風(fēng)門開度適當(dāng)關(guān)小，開大燃盡風(fēng)風(fēng)門，推遲著火，提高爐膛出口煙氣溫度，從而相應(yīng)提高各段受熱面煙氣溫度。

（4）減少鍋爐吹灰，增加各段受熱面的熱阻，減少各段受熱面吸熱量，提高煙氣溫度。

2.1.2 提高過、再熱蒸汽溫度

（1）減少過、再熱器減溫水流量。

過、再熱器減溫水的噴入降低了蒸汽溫度，導(dǎo)致過、再熱蒸汽吸熱量增加，SCR 入口煙溫降低。在保證各級(jí)受熱面不超溫的前提下，減少過、再熱器減溫水量，提高蒸汽溫度。

（2）汽輪機(jī)調(diào)門改為“單閥”節(jié)流方式運(yùn)行，提高低溫再熱器入口蒸汽溫度。

汽輪機(jī)“單閥”方式節(jié)流損失較大，高壓缸排氣溫度較“順序閥”方式高出約10 ℃，鍋爐低溫再熱器入口蒸汽溫度也相應(yīng)提高約10 ℃，減少了再熱器的吸熱量。

（3）機(jī)組滑參數(shù)停機(jī)時(shí)，根據(jù)SCR 入口煙溫，嚴(yán)格控制鍋爐各段受熱面蒸汽溫度的降幅，當(dāng)SCR 入口煙溫已接近脫硝退出煙溫時(shí)，停止降溫操作。

表1 脫硝煙溫提升改造后效果對比

2.1.3 減少鍋爐尾部煙道受熱面吸熱量

鍋爐尾部煙道設(shè)計(jì)為雙煙道布置，前煙道為低溫再熱器和省煤器，后煙道為低溫過熱器及省煤器，省煤器后安裝過熱側(cè)、再熱側(cè)煙氣擋板，通過調(diào)節(jié)兩側(cè)擋板的開度，改變低過、低再側(cè)煙氣量份額，從而改變低溫再熱器與低溫過熱器吸熱量份額。

關(guān)小再熱側(cè)煙氣擋板，可以減少低溫再熱器側(cè)煙氣量，減少低溫再熱器的吸熱量。將再熱側(cè)煙氣擋板關(guān)至最小開度（為防止煙道積灰保留5%～10%的開度），絕大部分煙氣經(jīng)過低過側(cè)煙道，減少了尾部煙道受熱面的總吸熱量，提高SCR 入口煙溫。

2.1.4 降低機(jī)組真空度，增加鍋爐燃料

機(jī)組低負(fù)荷時(shí)，適當(dāng)降低凝汽器真空，降低機(jī)組效率，在相同負(fù)荷下，增加鍋爐燃料量，提高鍋爐熱負(fù)荷，提升脫硝入口煙溫。

2.1.5 充分利用脫硝煙溫提升改造系統(tǒng)

若機(jī)組已完成脫硝煙氣旁路改造，機(jī)組停機(jī)過程中，全開脫硝煙氣旁路。隨著SCR 入口煙溫的降低，逐漸關(guān)小過、再熱煙氣擋板至最低開度，增加脫硝煙氣旁路高溫?zé)煔饬俊?/p>

2.1.6 提高鍋爐給水溫度

（1）停機(jī)過程中，高壓加熱器、除氧器、低壓加熱器保證全程投運(yùn)，避免加熱器退出、給水溫度降低。

（2）停機(jī)過程中，充分利用直流爐啟動(dòng)系統(tǒng)，增加爐水循環(huán)泵流量，提高省煤器入口給水溫度。鍋爐儲(chǔ)水箱水溫較高，達(dá)到蒸汽壓力對應(yīng)的飽和溫度，高于高壓加熱器出口給水溫度較多（100 ℃以上）。當(dāng)提高鍋爐爐水循環(huán)泵流量后，增加了高溫爐水摻入鍋爐低溫給水的比例，提高了省煤器入口給水溫度。

2.2 機(jī)組啟動(dòng)過程煙溫提升技術(shù)

（1）提高鍋爐給水溫度。

鍋爐熱態(tài)沖洗結(jié)束后，逐漸提高除氧器水溫至80～100 ℃。汽輪機(jī)中速暖機(jī)期間，隨機(jī)投入高壓加熱器、低壓加熱器。啟動(dòng)過程中，充分利用直流爐啟動(dòng)系統(tǒng)，增加爐水循環(huán)泵流量，提高省煤器入口給水溫度。

（2）提高過、再熱蒸汽溫度。

啟動(dòng)過程中，盡可能不使用或少使用過、再熱器減溫水，提高鍋爐各級(jí)受熱面的蒸汽溫度。

優(yōu)化機(jī)組冷態(tài)啟動(dòng)汽溫控制曲線。汽輪機(jī)沖車前，通過增加鍋爐燃料量及控制高低旁路開度，提高主、再熱蒸汽溫度至最高允許值。從汽輪機(jī)中速暖機(jī)開始至機(jī)組并網(wǎng)，適當(dāng)延長鍋爐升溫升壓時(shí)間，控制鍋爐升溫、升壓速率，盡量提高主、再熱蒸汽溫度。

（3）增加鍋爐燃料投入量，提升爐內(nèi)熱負(fù)荷。

在保證鍋爐升溫、升壓速率的前提下，逐漸增大燃料量的投入，增加總風(fēng)量，提高鍋爐各級(jí)受熱面煙溫，提高SCR 入口煙溫。

（4）減少鍋爐尾部煙道受熱面吸熱量。

鍋爐尾部煙道設(shè)計(jì)為雙煙道布置，前煙道為低溫再熱器和省煤器，后煙道為低溫過熱器及省煤器，省煤器后安裝過熱側(cè)、再熱側(cè)煙氣擋板，通過調(diào)節(jié)兩側(cè)擋板的開度，改變低過、低再側(cè)煙氣量份額，從而改變低溫再熱器與低溫過熱器吸熱量份額。

（5）充分利用脫硝煙溫提升改造系統(tǒng)。

若機(jī)組已完成脫硝煙氣旁路改造，鍋爐點(diǎn)火后，全開脫硝煙氣旁路。隨著SCR 入口煙溫的提高，逐漸關(guān)小過、再熱煙氣擋板至最低開度，增加通過脫硝煙氣旁路的高溫?zé)煔饬俊?/p>

3 應(yīng)用實(shí)例

3.1 設(shè)備概述

某發(fā)電廠鍋爐為哈爾濱鍋爐有限責(zé)任公司與三井巴布科克（MB）公司合作設(shè)計(jì)、制造的超臨界本生（Benson）直流鍋爐，型號(hào)為HG-1890/25.4-YM4。一次中間再熱、滑壓運(yùn)行，配內(nèi)置式再循環(huán)泵啟動(dòng)系統(tǒng)，固態(tài)排渣、單爐膛、平衡通風(fēng)、前后墻對沖燃燒方式、Π 型布置、全鋼構(gòu)架懸吊結(jié)構(gòu)、露天布置。鍋爐干濕態(tài)轉(zhuǎn)換負(fù)荷為40%額定負(fù)荷（240 MW）。 該鍋爐為單爐膛，斷面尺寸22.18 m×15.63 m，設(shè)計(jì)煤種為神府東勝煤，校核煤種為大同塔山煤，最大連續(xù)蒸發(fā)量1 890 t/h，過熱器蒸汽出口溫度571 ℃，再熱器蒸汽出口溫度569 ℃，給水溫度283.7 ℃。

汽輪機(jī)為哈爾濱汽輪機(jī)廠有限責(zé)任公司制造的超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸、四排汽、高中壓合缸、凝汽式汽輪機(jī)， 型號(hào)是CLN600-24.2/566/566。回?zé)嵯到y(tǒng)設(shè)計(jì)有3 臺(tái)高壓加器、1臺(tái)除氧器和4 臺(tái)低壓加熱器。汽輪機(jī)旁路系統(tǒng)為高壓和低壓兩級(jí)串聯(lián)旁路，設(shè)計(jì)容量為40%BMCR（鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量）通流量。

鍋爐已完成脫硝煙氣旁路改造方案。通過對水平低溫過熱器入口部位包墻管拉?。ㄔ龃蟀鼔荛g隙），獲得左右2 個(gè)對稱的旁路煙道接口，將水平低溫過熱器入口部分高溫?zé)煔獬槌?，通過旁路煙道直接和省煤器出口（過、再熱煙氣調(diào)溫?fù)醢搴螅┑蜏責(zé)煔饣旌?。在旁路煙道水平段、垂直段設(shè)置非金屬膨脹節(jié)，并在兩膨脹節(jié)中間布置關(guān)斷型、調(diào)節(jié)型擋板各1 套，見圖1。脫硝煙氣旁路按最低負(fù)荷30%BMCR 計(jì)算，從水平低溫過熱器入口即轉(zhuǎn)向室附件抽取高溫?zé)煔?，將SCR 入口煙氣溫度加熱到325℃，需熱煙氣總量138.9 t，占總煙氣的12.4%。

3.2 機(jī)組停機(jī)過程煙溫提升技術(shù)的應(yīng)用

鍋爐脫硝煙氣旁路改造后，50%額定負(fù)荷工況下，SCR 入口煙溫能相應(yīng)提高20 ℃左右，配合采用機(jī)組停機(jī)過程煙溫提升技術(shù)，SCR 入口煙溫在機(jī)組整個(gè)停機(jī)過程均超過脫硝催化劑的最低使用溫度（300℃），實(shí)現(xiàn)了停機(jī)過程全程脫硝投入運(yùn)行，詳細(xì)數(shù)據(jù)見表2。

在停機(jī)過程中，要充分發(fā)揮脫硝煙氣旁路的作用，負(fù)荷至300 MW 時(shí)，全開脫硝煙氣旁路，隨著負(fù)荷的降低，逐漸關(guān)小過、再熱煙氣擋板，增加脫硝旁路煙氣量。

若汽輪機(jī)無滑參數(shù)降溫需求，盡可能維持較高的過、再熱蒸汽溫度。整個(gè)停機(jī)過程，過熱汽溫維持在490 ℃以上，再熱汽溫維持在500 ℃以上，大大減少了過、再熱蒸汽的吸熱量，有效提升煙溫。

圖1 脫硝煙氣旁路煙道布置

鍋爐轉(zhuǎn)濕態(tài)運(yùn)行后，充分利用直流爐的爐水再循環(huán)泵，將接近飽和狀態(tài)的高溫爐水混入高壓加熱器出口的低溫給水中，極大地提高了進(jìn)入省煤器的給水溫度。隨著爐水再循環(huán)比例的增大，高加出口給水溫升最高達(dá)64.2 ℃，減少了省煤器的吸熱量，提高了SCR 入口煙溫。

停機(jī)過程中，總煤量逐漸減少，煙氣量相應(yīng)減少，熱負(fù)荷逐漸降低，適當(dāng)增加總風(fēng)量，提高煙氣氧量，減少各級(jí)受熱面的吸熱比例，提高SCR入口煙溫。

3.3 機(jī)組啟動(dòng)過程煙溫提升技術(shù)的應(yīng)用

表2 機(jī)組停機(jī)過程主要參數(shù)（采用煙溫提升技術(shù)）

機(jī)組常規(guī)啟動(dòng)方式下，按汽輪機(jī)廠家的冷態(tài)啟動(dòng)曲線要求，汽輪機(jī)沖車參數(shù)分別為主汽溫度360 ℃、再熱蒸汽溫度320 ℃，發(fā)電機(jī)并網(wǎng)前參數(shù)分別為主汽溫度420℃、再熱蒸汽溫度355℃。雖然鍋爐已完成脫硝煙氣旁路改造，但是發(fā)電機(jī)并網(wǎng)前SCR 入口煙溫仍然達(dá)不到脫硝催化劑的最低使用溫度。 發(fā)電機(jī)并網(wǎng)后1 h 10 min，負(fù)荷55.8 MW 時(shí)，SCR 入口煙溫才滿足脫硝投入條件，詳細(xì)數(shù)據(jù)見表3。

為了實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝投入，在機(jī)組啟動(dòng)過程中，全程應(yīng)用啟動(dòng)過程煙溫提升技術(shù)。在發(fā)電機(jī)并網(wǎng)前，SCR 入口煙溫已達(dá)到313.2 ℃，滿足脫硝催化劑最低使用溫度，實(shí)現(xiàn)了機(jī)組啟動(dòng)全負(fù)荷NOX達(dá)標(biāo)排放，詳細(xì)數(shù)據(jù)見表4。

整個(gè)啟動(dòng)過程中，關(guān)小再熱煙氣擋板至最小開度（10%），減少低溫再熱器的吸熱量，適當(dāng)開啟過熱煙氣擋板至30%，提高省煤器出口煙溫，同時(shí)，脫硝煙氣旁路保持全開，增加脫硝煙氣旁路的煙氣流量，有效提高SCR 入口煙溫。

汽輪機(jī)沖車參數(shù)按汽輪機(jī)廠家提供的高限控制，主、再熱蒸汽溫度不超430 ℃。汽輪機(jī)中速暖機(jī)結(jié)束后，主、再熱蒸汽溫度提高至488 ℃和477.5 ℃。通過增加鍋爐燃料投入量，發(fā)電機(jī)并網(wǎng)前，繼續(xù)提高主汽溫度至510 ℃，再熱蒸汽溫度至490 ℃。鍋爐燃料投入量較常規(guī)啟動(dòng)方式增加66%，爐內(nèi)熱負(fù)荷升高，鍋爐煙溫相應(yīng)升高。

啟動(dòng)過程中，充分利用直流爐的爐水再循環(huán)泵提高再循環(huán)流量，將接近飽和狀態(tài)的高溫爐水混入高壓加熱器出口的低溫給水中，提高了進(jìn)入省煤器的給水溫度。爐水加熱低溫給水溫升的大小，直接受爐水再循環(huán)比例的影響，當(dāng)比例達(dá)到76.6%時(shí)，最高溫升達(dá)158.5 ℃，減少了省煤器的吸熱量，極大地提高SCR 入口煙溫。

汽輪機(jī)中速暖機(jī)時(shí)，隨機(jī)投入高、低壓加熱器，在保證高壓加熱器溫度變化率的前提下，逐漸提高高壓加熱器溫升至31.5 ℃，并提高除氧器水溫至100 ℃，提高給水溫度，減少鍋爐省煤器吸熱量。

4 結(jié)語

燃煤鍋爐完成脫硝煙溫提升改造后，已實(shí)現(xiàn)40%額定負(fù)荷脫硝入口煙溫不低于脫硝催化劑的最低使用溫度，機(jī)組正常調(diào)峰負(fù)荷內(nèi)脫硝全程投入。但是，機(jī)組啟、停過程中，脫硝系統(tǒng)仍然由于煙溫低被迫退出運(yùn)行。若要實(shí)現(xiàn)鍋爐全負(fù)荷段脫硝投入，在實(shí)施鍋爐脫硝煙溫提升改造的基礎(chǔ)上，必須優(yōu)化機(jī)組啟、停機(jī)操作，應(yīng)用機(jī)組啟、停機(jī)煙溫提升技術(shù)，從運(yùn)行操作方面提高脫硝系統(tǒng)入口煙溫，才能保證發(fā)電機(jī)并網(wǎng)前脫硝系統(tǒng)投入運(yùn)行。

表3 機(jī)組啟動(dòng)過程主要參數(shù)（常規(guī)啟動(dòng)方式）

表4 機(jī)組啟動(dòng)過程主要參數(shù)（采用啟動(dòng)過程煙溫提升技術(shù)）