600 MW超臨界機組鍋爐寬負荷脫硝技術的探索及實踐

（浙江大唐烏沙山發電有限責任公司，浙江寧波315722）

600 MW超臨界機組鍋爐寬負荷脫硝技術的探索及實踐

王軍民

（浙江大唐烏沙山發電有限責任公司，浙江寧波315722）

火電機組深度調峰期間，由于脫硝系統入口煙溫無法滿足系統投運的最低溫度，煙氣中NOX污染物不能實現達標排放。為了提高機組調峰能力，保證環保指標全程達標，某發電廠在寬負荷脫硝改造前后，開展了大量的探索和實踐，并總結出行之有效的措施，大幅降低了脫硝系統投入的最低負荷點，為同類型機組實現寬負荷脫硝系統投入提供借鑒。

深度調峰；寬負荷；脫硝技術；脫硝煙氣旁路；靈活性

0 引言

2016年11月7日，國家發改委、國家能源局對外正式發布《電力發展“十三五”規劃》（2016—2020年），“十三五”期間中國風電、光伏、水電、核電將迎來更大的發展機遇。為滿足可再生能源的快速發展需要，提高可再生能源消納能力，需要大幅提升火電機組運行靈活性，而深度調峰能力是靈活性的重要能力之一，預期通過必要的改造，將使純凝機組增加15%～20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到30%～35%額定容量。遠期通過加強國內外技術交流和合作，部分具備改造條件的發電廠預期達到國際先進水平，機組不投油穩燃時純凝工況最小技術出力達到20%～ 25%額定容量。但是，火電機組深度調峰期間，由于脫硝入口煙溫無法滿足脫硝系統投運的最低溫度，煙氣中NOX不能實現達標排放，限制了機組調峰能力。

以下詳細介紹了在未開展寬負荷脫硝改造的鍋爐上，通過優化各項調整措施，實現了30%額定負荷以上脫硝系統全程投入。在此基礎上，為了進一步提高機組調峰能力，通過脫硝煙氣旁路改造，實現了鍋爐冷態啟動10%額定負荷投入脫硝系統，并能保證停機過程全程脫硝系統投入，為同類型機組寬負荷脫硝系統改造提供借鑒。

1 設備概述

某發電廠鍋爐為哈爾濱鍋爐有限責任公司與MB（三井巴布科克）公司合作設計、制造的超臨界Benson（本生）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）。

爐膛為單爐膛，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℃。

煙氣依次流經上爐膛的屏式過熱器、末級過熱器、水平煙道中的高溫再熱器，至尾部雙煙道中分為2路，一路流經前部煙道中的立式和水平低溫再熱器、省煤器，另一路流經后部煙道的水平低溫過熱器、省煤器，省煤器后的2路煙氣混合后進入SCR（選擇性催化還原）系統，最后流經布置在下方的2臺三分倉回轉式空氣預熱器。

燃用設計煤種時，不同工況各級受熱面煙溫及工質溫度的設計值見表1。按照設計煙溫，鍋爐在40%BRL（額定工況）工況時，能滿足SCR入口煙溫不低于300℃。

表1 各級受熱面煙溫及工質溫度（設計煤種）℃

2 改造前寬負荷脫硝技術探索

寬負荷脫硝改造前，由于受煤種、爐內清潔度、燃燒調整方式等因素的影響，頻繁出現50%額定負荷工況時脫硝系統低溫退出情況，嚴重影響脫硝系統投運率。為了滿足低負荷環保達標，以及適應電網深度調峰的需要，在未經寬負荷脫硝改造的機組，探索出提高SCR入口煙溫的有效措施，進一步拓寬了脫硝投入的負荷區間：

（1）優化摻配煤方案，適當降低入爐煤熱值，提高入爐煤水分。

在相同負荷下，摻燒低熱值、高水分煤種，將使總煤量增加，不僅降低爐膛內火焰平均溫度，而且增大了總的煙氣流量，減少爐膛輻射吸熱量以及對流受熱面吸收煙氣熱量的比例，最終提高SCR入口煙溫。

（2）提高低負荷時鍋爐運行氧量。

深調時，鍋爐氧量控制在9%～12%，負荷越低氧量越大。通常氧量提高1%，脫硝入口煙氣溫度可提高3～5℃。此項措施效果最好，但是對鍋爐效率影響較大，不僅提高了排煙溫度，同時使得煙氣量大大增加，排煙熱損失急劇增加。

（3）調整磨煤機組合方式，優化二次風配風，提高火焰中心位置。

低負荷時，停運底層磨煤機，增加上層磨煤機運行臺數，總體抬高爐內火焰中心位置，為保證鍋爐穩燃，需要保持等離子磨煤機運行，確保有助燃手段。同時，優化二次風配風，將主燃燒區二次風門開度適當關小，開大燃燼風風門，推遲著火，提高爐膛出口煙溫。

（4）盡可能減少過、再熱器減溫水流量，提高主、再熱蒸汽溫度。

過、再熱器減溫水降低了蒸汽溫度，導致過、再熱蒸汽吸熱量增加，SCR系統入口煙溫降低。全關再熱器減溫水調門及電動門，在保證屏式過熱器壁溫不超溫的前提下，盡可能關小甚至全關一級減溫水調門，全關過熱器二級減溫水調門及電動門。

（5）低負荷時關小過熱器側煙氣擋板。

尾部煙道為雙煙道布置，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，前煙道的省煤器后設計煙溫高于后煙道。通過調節尾部煙氣擋板減少過熱器側煙氣量，增加再熱器側煙氣量，進一步提高前煙道省煤器后煙溫，從而提高SCR入口煙溫。

（6）調整吹灰方式。

低負荷時停止爐膛吹灰，使得爐膛吸熱變少，爐膛出口煙溫升高，達到提高脫硝入口煙溫的目的。低負荷時絕對不能進行尾部煙道吹灰，該部位吹灰對脫硝入口煙溫影響較大，空氣預熱器吹灰工作可正常進行。

（7）汽輪機調門切“單閥”方式運行，提高再熱蒸汽溫度。

汽輪機切單閥運行后，較順序閥方式，冷再入口蒸汽溫度提高約10℃，有利于減少再熱器的換熱量，提高SCR入口煙氣溫度。

（8）適當降低凝汽器真空，提高主再熱蒸汽流量。

低負荷時，將真空系統由并聯運行方式改為串聯方式，停止1臺真空泵運行，僅維持單臺小真空泵運行，并保持運行真空泵噴射器投入狀態，適當降低凝汽器真空，提高主、再熱蒸汽流量，最終提高SCR入口煙溫。

通過采取以上措施，大幅拓寬了脫硝系統投運的負荷區間，負荷最低至30%額定負荷（180 MW），脫硝入口煙溫仍然不低于300℃。圖1為停機過程脫硝入口煙溫的趨勢，當負荷174 MW時，脫硝入口煙溫低于300℃，脫硝系統退出運行。圖2為啟動過程脫硝入口煙溫的趨勢，當負荷160 MW時，脫硝入口煙溫高于300℃，投入脫硝系統運行。

圖1 停機過程SCR入口煙溫變化趨勢（無旁路）

圖2 啟動過程SCR入口煙溫變化趨勢（無旁路）

3 脫硝煙氣旁路改造

為了進一步降低脫硝投運的負荷點，綜合考慮各項寬負荷脫硝改造方案的優劣，結合改造前已實現30%額定負荷以上脫硝全程投入的實際情況，確定采用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。在旁路煙道水平段設置非金屬膨脹節，垂直段設置非金屬膨脹節，并在旁路煙道兩膨脹節中間布置關斷型、調節型擋板各1套，見圖3。

圖3 脫硝煙氣旁路煙道布置示意

脫硝煙氣旁路按最低負荷30%BMCR（鍋爐最大出力工況）計算，從水平低溫過熱器入口抽取高溫煙氣，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%，詳細數據見表2。

在水產品加工中，常規的機械法去皮、脫鱗和脫卵膜等加工過程非常費時，有時還會對水產品的肌肉組織和營養成分造成損害。生物技術，特別是酶技術用于去皮、脫鱗、脫卵膜中，其反應溫和，不需使用強機械力和強酸強堿，可以更好地保存水產組織的原有性狀。

表2 30%BMCR脫硝旁路計算數據

改造后，鍋爐低負荷運行時，通過調節脫硝煙氣旁路調節擋板和省煤器出口主煙道原有的過再熱煙氣調溫擋板，抽取水平低溫過熱器入口的高溫煙氣與SCR入口煙道的煙氣進行混合，提高SCR入口煙氣的溫度，維持SCR運行。

4 改造后全負荷脫硝技術的探索

全負荷脫硝技術是指發電機機組在網運行時，任何負荷段，脫硝系統保持全程投入，即并網后立即投入脫硝系統，實現NOX達標排放。由于火電機組低負荷時，煙溫較低，而脫硝催化劑的運行煙溫窗框為300～420℃，SCR入口煙溫無法達到催化劑的最低使用溫度，因此，不經過必要的改造，無法達到脫硝系統全負荷投入。

脫硝煙氣旁路改造后，由于抽取了部分高溫煙氣與省煤器出口煙氣混合，大幅提高了SCR入口煙溫，為全負荷投脫硝創造了條件。但是，由于脫硝催化劑在超出420℃時，存在催化劑燒結問題，且脫硝煙氣旁路存在漏風，因此脫硝煙氣旁路取煙氣口煙溫不可能太高，旁路截面積也不能過大，單純依靠脫硝煙氣旁路實現全負荷投脫硝可能性較小。改造后，在合理使用脫硝煙氣旁路的基礎上，探索出了優化機組啟動過程的各項操作，盡可能實現全負荷脫硝投入。

4.1 提高鍋爐給水溫度

盡早投入機側高、低壓加熱器運行，提高鍋爐給水溫度，減少省煤器吸熱量：

（1）鍋爐上水前，開啟除氧器再循環泵，適當開大輔汽供除氧器加熱蒸汽，提高除氧器水溫。

（2）汽輪機2 000 r/min中速暖機時，投入低壓加熱器，稍開1號、3號高壓加熱器抽汽暖管。

（3）汽輪機定速后，逐漸開大1號、3號高壓加熱器抽汽電動門，提高給水溫度。

（4）發電機并網后，投入1，2，3號高壓加熱器（投高加時升溫速率不超3℃/min），并回收高加疏水熱量，除氧器汽源盡快倒換至正式汽源。

4.2 提高過、再熱蒸汽溫度

（1）并網前嚴禁使用過、再熱減溫水。

（2）并網后，低負荷時，盡可能少用甚至不用減溫水，盡量提高過、再熱蒸汽溫度。

（3）并網后，盡快增加燃料量，增加爐內熱負荷，提高各級受熱面蒸汽溫度。

4.3 提高爐內煙溫

并網后，盡快增加鍋爐燃料量，適當增大一、二次風量，增加總煙氣量，提高爐內各級受熱面煙溫。

4.4 充分利用脫硝煙氣旁路

（1）鍋爐點火后，全開脫硝煙氣旁路，保持過、再熱煙氣擋板全開。

（2）并網后，逐漸關小過、再熱煙氣擋板，增加脫硝煙氣旁路高溫煙氣量，減少主煙道低溫煙氣量，快速提高SCR入口煙溫。

4.5 提高省煤器入口水溫

鍋爐濕態運行時，充分利用鍋爐啟動系統，增加爐水循環泵流量，提高省煤器入口水溫。鍋爐儲水箱水溫較高，達到蒸汽壓力對應的飽和溫度，高于鍋爐給水溫度較多（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。采取以上優化啟動措施后，冷態啟動過程中，實現了10%額定負荷（60 MW）時脫硝入口煙溫具備投脫硝條件（見圖4）。同時，脫硝煙氣旁路改造后，實現了停機過程全負荷脫硝投入（見圖5）。

圖4 啟動過程SCR煙溫變化趨勢（有旁路）

5 結語

寬負荷脫硝改造前，采取增加煙氣量、減少各級受熱面吸熱量等措施，大幅拓寬了脫硝投運的負荷區間，負荷最低至30%額定負荷（180 MW），脫硝入口煙溫仍然不低于300℃，效果明顯。

脫硝煙氣旁路改造后，在合理使用脫硝煙氣旁路的基礎上，結合優化機組啟動過程的各項操作，實現了冷態啟動過程中，10%額定負荷（60 MW）以上脫硝全程投入。同時，實現了機組停機過程能全負荷段脫硝不退出。

圖5 停機過程SCR煙溫變化趨勢（有旁路）

脫硝煙氣旁路改造后，由于抽取了部分高溫煙氣與省煤器出口煙氣混合，大幅提高了SCR入口煙溫，為全負荷投脫硝創造了條件。但是，由于脫硝催化劑在超出420℃時，存在催化劑燒結問題，且脫硝煙氣旁路存在漏風，因此脫硝煙氣旁路取煙氣口煙溫不可能太高，旁路通流面積也不能過大，單純依靠旁路改造實現全負荷投脫硝可能性較小。

脫硝煙氣旁路擋板運行溫度較高（500～700℃），存在高溫變形及積灰，旁路漏風率隨時間逐漸增大，不僅影響鍋爐的經濟性，而且可能威脅催化劑的安全，因此脫硝煙氣旁路的改造要根據實際情況綜合考慮。

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（本文編輯：陸瑩）

Exploration and Practice of Wide Load Denitration Technology for 600 MW Supercritical Boiler

WANG Junmin
（Zhejiang Datang Wushashan Power Generation Company，Ningbo Zhejiang 315722，China）

During deep peak regulation of thermal power units，NOXpollutants in flue gas can not meet the discharge standards.The reason is that entrance flue gas temperature at the denitrification system entrance can not meet the minimum temperature for system operation.In order to improve the peakregulation capability of the unit and ensure full compliance with environmental protection indicators in the whole process，a power plant carried out a lot of exploration and practice before and after wide load denitrification plant transformation，and summarized effective measures，by which substantial reduction of the minimum load point of denitration system investment is achieved to provide reference to wide load denitration system investment for units of the same type.

deep peak regulation；wide load；denitrification technology；denitrification flue gas bypass；flexibility

10.19585/j.zjdl.201707006

1007-1881（2017）07-0024-05

X773

B

2017-05-03

王軍民（1980），男，工程師，從事發電廠鍋爐運行管理工作。