燃煤锅炉全负荷脱硝技术的分析及应用.docx

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1、燃煤锅炉全负荷脱硝技术的分析及应用燃煤锅炉在低负荷时，若脱硝入口烟温低于脱硝催化剂正常工作温度窗口，会导致脱硝系统退出运行，为解决这一问题，各发电厂纷纷开展脱硝烟温提升改造。改造后，基本实现机组正常调峰负荷内脱硝不退出，但是机组启动和停机过程仍然无法实现全负荷段脱硝投入。针对以上问题，研究了机组启、停机操作过程的烟温提升技术，并应用于某发电厂启、停机过程中，实现了脱硝全负荷投入运行，为燃煤锅炉实现全负荷脱硝投入提供参考。近年来随着环境的恶化，国家越来越重视对于环境的保护。随着国家公布GB13223-20*火电厂大气污染物排放标准并实施后，大量的燃煤锅炉都配有SCR（选择性氧化复原技术）脱硝装置

2、，而SCR催化剂的正常运行对进口烟气温度有一定要求（30042（TC）,对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化，通常按照锅炉正常负荷的省煤器出口烟温设计，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求。目前，火电机组基本参与调峰，这就造成锅炉经常会在低负荷段运行，而此时省煤器出口烟气温度偏低，过低的烟气温度不能满足脱硝系统连续、稳定的投运要求，导致NOX排放值超过国家排放标准。为了解决火电机组低负荷脱硝系统被迫退出运行的问题，国内开展了大量的理论研究，并对相关设备开展改造,提高锅炉烟温适应催化剂，但是仍然不能实现全负荷段脱硝投入运行。针对完成脱硝烟温提升改

3、造后的锅炉，提出机组启停机烟温提升技术，并在某发电厂成功实现全负荷脱硝运行，为国内燃煤电厂提供参考。1国内全负荷脱硝技术改造现状全负荷脱硝投入是指发电机组在网运行时，脱硝系统保持在任何负荷段全程投入，即发电机并网的同时，脱硝系统已投入，并实现NOX达标排放。实现全负荷脱硝技术有以下2条路线：(1)开展锅炉脱硝烟温提升改造，通过提高锅炉烟温适应催化剂。改造方案主要包括省煤器烟道分隔挡板改造、省煤器分级改造、省煤器水侧旁路改造、省煤器烟气旁路改造以及回热抽汽补充给水加热改造。完成改造后，大幅降低了脱硝低温退出的负荷点，基本实现40%额定负荷脱硝入口烟温不低于300(详细数据见表1),保证机组正常调

4、峰负荷内(40%100%额定负荷)脱硝全程投入，但是仍然不能实现全负荷段脱硝投入运行。表1脱硝烟温提升改造后效果比照(2)让催化剂适应锅炉烟温，采用低温催化剂替代现有催化剂。常规催化剂的连续运行温度为30042(TC0低温催化剂连续运行温度为27542(C,脱硝效率不小于85%o但是，低温催化剂价格要高于常规催化剂，使用低温催化剂会增加投资，低温催化剂价格较常规催化剂高出50%左右。且因宽温SCR催化技术尚不成熟，只有极少低温脱硝催化剂应用于工程实践，未得到实践认可，不具备广泛推广的条件。2全负荷脱硝技术的研究脱硝烟温提升改造后，40%额定负荷以上均能实现脱硝全程投入，但是在机组启、停过程，负

5、荷低于40%额定负荷，脱硝入口烟温低于30（TC,脱硝系统被迫退出运行。机组启、停过程中，由于炉内热负荷低，锅炉给水温度也相应降低,必然导致各级受热面烟温下降，脱硝退出。在脱硝系统改造的根底上，必须优化启、停机操作，提升脱硝入口烟温，实现全负荷脱硝投入。2.1机组停机过程烟温提升技术2.1.1提高锅炉烟气流量或烟气温度（1）降低入炉煤平均热值，提高入炉煤平均水分。在一样负荷下掺烧低热值、高水分煤种，将使总煤量增加，不仅降低炉膛火焰平均温度，而且增大了总烟气流量，减少各级受热面吸热量占烟气总热容量的比例，从而提高SCR入口烟温。（2）提高锅炉烟气氧量。增加锅炉一、二次风量，提高烟气氧量，增加烟气

6、流量，减少各级受热面吸热量占烟气总热容量的比例，提高了烟气温度。通常氧量提高1%,脱硝入口烟气温度可提高35七。（3）提高炉膛火焰中心位置。优化磨煤机运行组合方式，保存高层磨煤机运行，同时，通过优化二次风配比，将主燃烧区二次风门开度适当关小，开大燃尽风风门，推迟着火，提高炉膛出口烟气温度，从而相应提高各段受热面烟气温度。（4）减少锅炉吹灰，增加各段受热面的热阻，减少各段受热面吸热量，提高烟气温度。2. 12提高过、再热蒸汽温度(1)减少过、再热器减温水流量。过、再热器减温水的喷入降低了蒸汽温度，导致过、再热蒸汽吸热量增加，SCR入口烟温降低。在保证各级受热面不超温的前提下，减少过、再热器减温水

7、量，提高蒸汽温度。(2)汽轮机调门改为“单阀”节流方式运行，提高低温再热器入口蒸汽温度。汽轮机“单阀”方式节流损失较大，高压缸排气温度较“顺序阀”方式高出约10,锅炉低温再热器入口蒸汽温度也相应提高约10,减少了再热器的吸热量。(3)机组滑参数停机时，根据SCR入口烟温，严格控制锅炉各段受热面蒸汽温度的降幅，当SCR入口烟温已接近脱硝退出烟温时，结束降温操作。2.1.3减少锅炉尾部烟道受热面吸热量锅炉尾部烟道设计为双烟道布置，前烟道为低温再热器和省煤器，后烟道为低温过热器及省煤器，省煤器后安装过热侧、再热侧烟气挡板，通过调节两侧挡板的开度，改变低过、低再侧烟气量份额，从而改变低温再热器与低温过

8、热器吸热量份额。关小再热侧烟气挡板，可以减少低温再热器侧烟气量，减少低温再热器的吸热量。将再热侧烟气挡板关至最小开度(为防止烟道积灰保存5%10%的开度)，绝大部分烟气经过低过侧烟道，减少了尾部烟道受热面的总吸热量，提高SCR入口烟温。2.14降低机组真空度，增加锅炉燃料机组低负荷时，适当降低凝汽器真空，降低机组效率，在一样负荷下，增加锅炉燃料量，提高锅炉热负荷，提升脱硝入口烟温。2.1.5充分利用脱硝烟温提升改造系统若机组已完成脱硝烟气旁路改造，机组停机过程中，全开脱硝烟气旁路。随着SCR入口烟温的降低，逐渐关小过、再热烟气挡板至最低开度，增加脱硝烟气旁路高温烟气量。2. 1.6提高锅炉给水

9、温度（1）停机过程中，高压加热器、除氧器、低压加热器保证全程投运，防止加热器退出、给水温度降低。（2）停机过程中，充分利用直流炉启动系统，增加炉水循环泵流量，提高省煤器入口给水温度。锅炉储水箱水温较高，到达蒸汽压力对应的饱和温度，高于高压加热器出口给水温度较多（IO（Te以上）。当提高锅炉炉水循环泵流量后,增加了高温炉水掺入锅炉低温给水的比例，提高了省煤器入口给水温度。2. 2机组启动过程烟温提升技术（1）提高锅炉给水温度。锅炉热态冲洗完毕后，逐渐提高除氧器水温至8010（C0汽轮机中速暖机期间，随机投入高压加热器、低压加热器。启动过程中，充分利用直流炉启动系统，增加炉水循环泵流量，提高省煤器

10、入口给水温度。（2）提高过、再热蒸汽温度。启动过程中，尽可能不使用或少使用过、再热器减温水，提高锅炉各级受热面的蒸汽温度。优化机组冷态启动汽温控制曲线。汽轮机冲车前,通过增加锅炉燃料量及控制高低旁路开度，提高主、再热蒸汽温度至最高允许值。从汽轮机中速暖机开始至机组并网，适当延长锅炉升温升压时间，控制锅炉升温、升压速率，尽量提高主、再热蒸汽温度。(3)增加锅炉燃料投入量，提升炉内热负荷。在保证锅炉升温、升压速率的前提下，逐渐增大燃料量的投入，增加总风量，提高锅炉各级受热面烟温，提高SCR入口烟温。(4)减少锅炉尾部烟道受热面吸热量。锅炉尾部烟道设计为双烟道布置，前烟道为低温再热器和省煤器，后烟道

11、为低温过热器及省煤器，省煤器后安装过热侧、再热侧烟气挡板，通过调节两侧挡板的开度，改变低过、低再侧烟气量份额，从而改变低温再热器与低温过热器吸热量份额。(5)充分利用脱硝烟温提升改造系统。若机组已完成脱硝烟气旁路改造，锅炉点火后，全开脱硝烟气旁路。随着SCR入口烟温的提高，逐渐关小过、再热烟气挡板至最低开度，增加通过脱硝烟气旁路的高温烟气量。3应用实例3. 1设备概述某发电厂锅炉为*锅炉有限责任公司与三井巴布科克(MB)公司合作设计、制造的超临界本生(BenSon)直流锅炉，型号为HG-189025.4-YM4o一次中间再热、滑压运行,配内置式再循环泵启动系统，固态排渣、单炉膛、平衡通风、前后

12、墙对冲燃烧方式、口型布置、全钢构架悬吊构造、露天布置。锅炉干湿态转换负荷为40%额定负荷(240W)o该锅炉为单炉膛，断面尺寸22.18X1563,设计煤种为神府*煤，校核煤种为大同塔山煤，最*续蒸发量1890th,过热器蒸汽出口温度57UC,再热器蒸汽出口温度569,给水温度283.7。汽轮机为*汽轮机厂有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、高中压合缸、凝汽式汽轮机，型号是C1N600-24.2/566/566。回热系统设计有3台高压加器、1台除氧器和4台低压加热器。汽轮机旁路系统为高压和低压两级串联旁路，设计容量为40%BM-CR（锅炉最*续蒸发量）通流量。锅炉已完成

13、脱硝烟气旁路改造方案。通过对水平低温过热器入口部位包墙管拉稀（增大包墙管间隙），获得左右2个对称的旁路烟道接口，将水平低温过热器入口部分高温烟气抽出，通过旁路烟道直接和省煤器出口（过、再热烟气调温挡板后）低温烟气混合。在旁路烟道水平段、垂直段设置非金属膨胀节，并在两膨胀节中间布置关断型、调节型挡板各1套，见图Io图1脱硝烟气旁路烟道布置脱硝烟气旁路按最低负荷30%BMCR计算，从水平低温过热器入口即转向室附件抽取高温烟气，将SCR入口烟气温度加热到325,需热烟气总量138.93占总烟气的12.4%。3. 2机组停机过程烟温提升技术的应用锅炉脱硝烟气旁路改造后，50%额定负荷工况下，SCR入口

14、烟温能相应提高20。C左右，配合采用机组停机过程烟温提升技术，SCR入口烟温在机组整个停机过程均超过脱硝催化剂的最低使用温度(300),实现了停机过程全程脱硝投入运行，详细数据见表2。表2机组停机过程主要参数(采用烟温提升技术)在停机过程中，要充分发挥脱硝烟气旁路的作用，负荷至300MW时，全开脱硝烟气旁路，随着负荷的降低，逐渐关小过、再热烟气挡板，增加脱硝旁路烟气量。若汽轮机无滑参数降温需求，尽可能维持较高的过、再热蒸汽温度。整个停机过程，过热汽温维持在490。C以上，再热汽温维持在500。C以上，大大减少了过、再热蒸汽的吸热量，有效提升烟温。锅炉转湿态运行后，充分利用直流炉的炉水再循环泵,

15、将接近饱和状态的高温炉水混入高压加热器出口的低温给水中，极大地提高了进入省煤器的给水温度。随着炉水再循环比例的增大，高加出口给水温升最高达64.2。(2,减少了省煤器的吸热量，提高了SCR入口烟温。停机过程中，总煤量逐渐减少，烟气量相应减少，热负荷逐渐降低，适当增加总风量，提高烟气氧量，减少各级受热面的吸热比例，提高SCR入口烟温。3. 3机组启动过程烟温提升技术的应用机组常规启动方式下，按汽轮机厂家的冷态启动曲线要求，汽轮机冲车参数分别为主汽温度360,再热蒸汽温度320,发电机并网前参数分别为主汽温度42(rC、再热蒸汽温度355oCo虽然锅炉已完成脱硝烟气旁路改造，但是发电机并网前SCR

16、入口烟温仍然达不到脱硝催化剂的最低使用温度。发电机并网后IhIOmin,负荷55.8MW时，SCR入口烟温才满足脱硝投入条件，详细数据见表3。表3机组启动过程主要参数（常规启动方式）为了实现全负荷脱硝投入，在机组启动过程中，全程应用启动过程烟温提升技术。在发电机并网前，SCR入口烟温已到达3132t,满足脱硝催化剂最低使用温度，实现了机组启动全负荷NOX达标排放，详细数据见表4。表4机组启动过程主要参数（采用启动过程烟温提升技术）整个启动过程中，关小再热烟气挡板至最小开度（10%）,减少低温再热器的吸热量，适当开启过热烟气挡板至30%,提高省煤器出口烟温，同时，脱硝烟气旁路保持全开，增加脱硝烟气旁路的烟气流量，有效提高SCR入口烟温。汽轮机冲车参数按汽轮机厂家提供的高限控制