燃煤鍋爐全負荷脫硝技術的研究及應用

王軍民

（浙江大唐烏沙山發電有限責任公司，浙江 寧波 315722）

0 引言

近年來隨著環境的惡化，國家越來越重視對于環境的保護。隨著國家頒布GB 13223-2011《火電廠大氣污染物排放標準》并實施后，大量的燃煤鍋爐都配有SCR（選擇性氧化還原技術）脫硝裝置，而SCR 催化劑的正常運行對進口煙氣溫度有一定要求（300～420℃），對于特定的裝置，催化劑的設計溫度范圍稍有變化，通常按照鍋爐正常負荷的省煤器出口煙溫設計，當鍋爐低負荷運行時，省煤器出口煙氣溫度會低于下限值，無法滿足脫硝裝置的溫度要求。目前，火電機組基本參與調峰，這就造成鍋爐經常會在低負荷段運行，而此時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連續、穩定的投運要求，導致NOX排放值超過國家排放標準。

為了解決火電機組低負荷脫硝系統被迫退出運行的問題，國內開展了大量的理論研究，并對相關設備進行改造，提高鍋爐煙溫適應催化劑，但是仍然不能實現全負荷段脫硝投入運行。針對完成脫硝煙溫提升改造后的鍋爐，提出機組啟停機煙溫提升技術，并在某發電廠成功實現全負荷脫硝運行，為國內燃煤電廠提供參考。

1 國內全負荷脫硝技術改造現狀

全負荷脫硝投入是指發電機組在網運行時，脫硝系統保持在任何負荷段全程投入，即發電機并網的同時，脫硝系統已投入，并實現NOX達標排放。實現全負荷脫硝技術有以下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、省煤器分級改造、省煤器水側旁路改造、省煤器煙氣旁路改造以及回熱抽汽補充給水加熱改造。完成改造后，大幅降低了脫硝低溫退出的負荷點，基本實現40%額定負荷脫硝入口煙溫不低于300 ℃（詳細數據見表1），保證機組正常調峰負荷內（40%～100%額定負荷）脫硝全程投入，但是仍然不能實現全負荷段脫硝投入運行。

（2）讓催化劑適應鍋爐煙溫，采用低溫催化劑替代現有催化劑。常規催化劑的連續運行溫度為300～420 ℃。低溫催化劑連續運行溫度為275～420 ℃，脫硝效率不小于85%。但是，低溫催化劑價格要高于常規催化劑，使用低溫催化劑會增加投資，低溫催化劑價格較常規催化劑高出50%左右[7]。且因寬溫SCR 催化技術尚不成熟，只有極少低溫脫硝催化劑應用于工程實踐，未得到實踐認可，不具備廣泛推廣的條件。

2 全負荷脫硝技術的研究

脫硝煙溫提升改造后，40%額定負荷以上均能實現脫硝全程投入，但是在機組啟、停過程，負荷低于40%額定負荷，脫硝入口煙溫低于300℃，脫硝系統被迫退出運行。機組啟、停過程中，由于爐內熱負荷低，鍋爐給水溫度也相應降低，必然導致各級受熱面煙溫下降，脫硝退出。在脫硝系統改造的基礎上，必須優化啟、停機操作，提升脫硝入口煙溫，實現全負荷脫硝投入。

2.1 機組停機過程煙溫提升技術

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。

在相同負荷下摻燒低熱值、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、二次風量，提高煙氣氧量，增加煙氣流量，減少各級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。

優化磨煤機運行組合方式，保留高層磨煤機運行，同時，通過優化二次風配比，將主燃燒區二次風門開度適當關小，開大燃盡風風門，推遲著火，提高爐膛出口煙氣溫度，從而相應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，導致過、再熱蒸汽吸熱量增加，SCR 入口煙溫降低。在保證各級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）汽輪機調門改為“單閥”節流方式運行，提高低溫再熱器入口蒸汽溫度。

汽輪機“單閥”方式節流損失較大，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提高約10 ℃，減少了再熱器的吸熱量。

（3）機組滑參數停機時，根據SCR 入口煙溫，嚴格控制鍋爐各段受熱面蒸汽溫度的降幅，當SCR 入口煙溫已接近脫硝退出煙溫時，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

鍋爐尾部煙道設計為雙煙道布置，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、再熱側煙氣擋板，通過調節兩側擋板的開度，改變低過、低再側煙氣量份額，從而改變低溫再熱器與低溫過熱器吸熱量份額。

關小再熱側煙氣擋板，可以減少低溫再熱器側煙氣量，減少低溫再熱器的吸熱量。將再熱側煙氣擋板關至最小開度（為防止煙道積灰保留5%～10%的開度），絕大部分煙氣經過低過側煙道，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 降低機組真空度，增加鍋爐燃料

機組低負荷時，適當降低凝汽器真空，降低機組效率，在相同負荷下，增加鍋爐燃料量，提高鍋爐熱負荷，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

若機組已完成脫硝煙氣旁路改造，機組停機過程中，全開脫硝煙氣旁路。隨著SCR 入口煙溫的降低，逐漸關小過、再熱煙氣擋板至最低開度，增加脫硝煙氣旁路高溫煙氣量。

2.1.6 提高鍋爐給水溫度

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

（2）停機過程中，充分利用直流爐啟動系統，增加爐水循環泵流量，提高省煤器入口給水溫度。鍋爐儲水箱水溫較高，達到蒸汽壓力對應的飽和溫度，高于高壓加熱器出口給水溫度較多（100 ℃以上）。當提高鍋爐爐水循環泵流量后，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 機組啟動過程煙溫提升技術

（1）提高鍋爐給水溫度。

鍋爐熱態沖洗結束后，逐漸提高除氧器水溫至80～100 ℃。汽輪機中速暖機期間，隨機投入高壓加熱器、低壓加熱器。啟動過程中，充分利用直流爐啟動系統，增加爐水循環泵流量，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，提高鍋爐各級受熱面的蒸汽溫度。

優化機組冷態啟動汽溫控制曲線。汽輪機沖車前，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。從汽輪機中速暖機開始至機組并網，適當延長鍋爐升溫升壓時間，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，提升爐內熱負荷。

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，增加總風量，提高鍋爐各級受熱面煙溫，提高SCR 入口煙溫。

（4）減少鍋爐尾部煙道受熱面吸熱量。

鍋爐尾部煙道設計為雙煙道布置，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、再熱側煙氣擋板，通過調節兩側擋板的開度，改變低過、低再側煙氣量份額，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。

若機組已完成脫硝煙氣旁路改造，鍋爐點火后，全開脫硝煙氣旁路。隨著SCR 入口煙溫的提高，逐漸關小過、再熱煙氣擋板至最低開度，增加通過脫硝煙氣旁路的高溫煙氣量。

3 應用實例

3.1 設備概述

某發電廠鍋爐為哈爾濱鍋爐有限責任公司與三井巴布科克（MB）公司合作設計、制造的超臨界本生（Benson）直流鍋爐，型號為HG-1890/25.4-YM4。一次中間再熱、滑壓運行，配內置式再循環泵啟動系統，固態排渣、單爐膛、平衡通風、前后墻對沖燃燒方式、Π 型布置、全鋼構架懸吊結構、露天布置。鍋爐干濕態轉換負荷為40%額定負荷（240 MW）。 該鍋爐為單爐膛，斷面尺寸22.18 m×15.63 m，設計煤種為神府東勝煤，校核煤種為大同塔山煤，最大連續蒸發量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 ℃。

汽輪機為哈爾濱汽輪機廠有限責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， 型號是CLN600-24.2/566/566?；責嵯到y設計有3 臺高壓加器、1臺除氧器和4 臺低壓加熱器。汽輪機旁路系統為高壓和低壓兩級串聯旁路，設計容量為40%BMCR（鍋爐最大連續蒸發量）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稀（增大包墻管間隙），獲得左右2 個對稱的旁路煙道接口，將水平低溫過熱器入口部分高溫煙氣抽出，通過旁路煙道直接和省煤器出口（過、再熱煙氣調溫擋板后）低溫煙氣混合。在旁路煙道水平段、垂直段設置非金屬膨脹節，并在兩膨脹節中間布置關斷型、調節型擋板各1 套，見圖1。脫硝煙氣旁路按最低負荷30%BMCR 計算，從水平低溫過熱器入口即轉向室附件抽取高溫煙氣，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 機組停機過程煙溫提升技術的應用

鍋爐脫硝煙氣旁路改造后，50%額定負荷工況下，SCR 入口煙溫能相應提高20 ℃左右，配合采用機組停機過程煙溫提升技術，SCR 入口煙溫在機組整個停機過程均超過脫硝催化劑的最低使用溫度（300℃），實現了停機過程全程脫硝投入運行，詳細數據見表2。

在停機過程中，要充分發揮脫硝煙氣旁路的作用，負荷至300 MW 時，全開脫硝煙氣旁路，隨著負荷的降低，逐漸關小過、再熱煙氣擋板，增加脫硝旁路煙氣量。

若汽輪機無滑參數降溫需求，盡可能維持較高的過、再熱蒸汽溫度。整個停機過程，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

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

停機過程中，總煤量逐漸減少，煙氣量相應減少，熱負荷逐漸降低，適當增加總風量，提高煙氣氧量，減少各級受熱面的吸熱比例，提高SCR入口煙溫。

3.3 機組啟動過程煙溫提升技術的應用

表2 機組停機過程主要參數（采用煙溫提升技術）

機組常規啟動方式下，按汽輪機廠家的冷態啟動曲線要求，汽輪機沖車參數分別為主汽溫度360 ℃、再熱蒸汽溫度320 ℃，發電機并網前參數分別為主汽溫度420℃、再熱蒸汽溫度355℃。雖然鍋爐已完成脫硝煙氣旁路改造，但是發電機并網前SCR 入口煙溫仍然達不到脫硝催化劑的最低使用溫度。 發電機并網后1 h 10 min，負荷55.8 MW 時，SCR 入口煙溫才滿足脫硝投入條件，詳細數據見表3。

為了實現全負荷脫硝投入，在機組啟動過程中，全程應用啟動過程煙溫提升技術。在發電機并網前，SCR 入口煙溫已達到313.2 ℃，滿足脫硝催化劑最低使用溫度，實現了機組啟動全負荷NOX達標排放，詳細數據見表4。

整個啟動過程中，關小再熱煙氣擋板至最小開度（10%），減少低溫再熱器的吸熱量，適當開啟過熱煙氣擋板至30%，提高省煤器出口煙溫，同時，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。

汽輪機沖車參數按汽輪機廠家提供的高限控制，主、再熱蒸汽溫度不超430 ℃。汽輪機中速暖機結束后，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，發電機并網前，繼續提高主汽溫度至510 ℃，再熱蒸汽溫度至490 ℃。鍋爐燃料投入量較常規啟動方式增加66%，爐內熱負荷升高，鍋爐煙溫相應升高。

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

汽輪機中速暖機時，隨機投入高、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 結語

燃煤鍋爐完成脫硝煙溫提升改造后，已實現40%額定負荷脫硝入口煙溫不低于脫硝催化劑的最低使用溫度，機組正常調峰負荷內脫硝全程投入。但是，機組啟、停過程中，脫硝系統仍然由于煙溫低被迫退出運行。若要實現鍋爐全負荷段脫硝投入，在實施鍋爐脫硝煙溫提升改造的基礎上，必須優化機組啟、停機操作，應用機組啟、停機煙溫提升技術，從運行操作方面提高脫硝系統入口煙溫，才能保證發電機并網前脫硝系統投入運行。

表3 機組啟動過程主要參數（常規啟動方式）

表4 機組啟動過程主要參數（采用啟動過程煙溫提升技術）