北极星大气网讯:摘要：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。

　　引言

　　近年来随着环境的恶化，国家越来越重视对于环境的保护。随着国家颁布GB13223-2011《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（选择性氧化还原技术）脱硝装置，而SCR催化剂的正常运行对进口烟气温度有一定要求（300~420℃），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，并对相关设备进行改造，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。

　　（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300~420℃。低温催化剂连续运行温度为275~420℃，脱硝效率不小于85%。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，负荷低于40%额定负荷，脱硝入口烟温低于300℃，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。在脱硝系统改造的基础上，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。在相同负荷下掺烧低热值、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3~5℃。

　　（3）提高炉膛火焰中心位置。优化磨煤机运行组合方式，保留高层磨煤机运行，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。

　　2.1.2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，停止降温操作。

　　表1脱硝烟温提升改造后效果对比

　　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（为防止烟道积灰保留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。

　　2.1.4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，在相同负荷下，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，避免加热器退出、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，达到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（100℃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。锅炉热态冲洗结束后，逐渐提高除氧器水温至80~100℃。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

　　某发电厂锅炉为哈尔滨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-1890/25.4-YM4。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、前后墙对冲燃烧方式、Π型布置、全钢构架悬吊结构、露天布置。锅炉干湿态转换负荷为40%额定负荷（240MW）。该锅炉为单炉膛，断面尺寸22.18m×15.63m，设计煤种为神府东胜煤，校核煤种为大同塔山煤，最大连续蒸发量1890t/h，过热器蒸汽出口温度571℃，再热器蒸汽出口温度569℃，给水温度283.7℃。

　　汽轮机为哈尔滨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CLN600-24.2/566/566。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（锅炉最大连续蒸发量）通流量。

　　锅炉已完成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1。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138.9t，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入口烟温能相应提高20℃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。

　　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℃以上，再热汽温维持在500℃以上，大大减少了过、再热蒸汽的吸热量，有效提升烟温。

　　图1脱硝烟气旁路烟道布置

　　锅炉转湿态运行后，充分利用直流炉的炉水再循环泵，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℃，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

　　表2机组停机过程主要参数（采用烟温提升技术）

　　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420℃、再热蒸汽温度355℃。虽然锅炉已完成脱硝烟气旁路改造，但是发电机并网前SCR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1h10min，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入口烟温已达到313.2℃，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，主、再热蒸汽温度不超430℃。汽轮机中速暖机结束后，主、再热蒸汽温度提高至488℃和477.5℃。通过增加锅炉燃料投入量，发电机并网前，继续提高主汽温度至510℃，再热蒸汽温度至490℃。锅炉燃料投入量较常规启动方式增加66%，炉内热负荷升高，锅炉烟温相应升高。

　　启动过程中，充分利用直流炉的炉水再循环泵提高再循环流量，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，提高了进入省煤器的给水温度。炉水加热低温给水温升的大小，直接受炉水再循环比例的影响，当比例达到76.6%时，最高温升达158.5℃，减少了省煤器的吸热量，极大地提高SCR入口烟温。

　　汽轮机中速暖机时，随机投入高、低压加热器，在保证高压加热器温度变化率的前提下，逐渐提高高压加热器温升至31.5℃，并提高除氧器水温至100℃，提高给水温度，减少锅炉省煤器吸热量。

　　4结语

　　燃煤锅炉完成脱硝烟温提升改造后，已实现40%额定负荷脱硝入口烟温不低于脱硝催化剂的最低使用温度，机组正常调峰负荷内脱硝全程投入。但是，机组启、停过程中，脱硝系统仍然由于烟温低被迫退出运行。若要实现锅炉全负荷段脱硝投入，在实施锅炉脱硝烟温提升改造的基础上，必须优化机组启、停机操作，应用机组启、停机烟温提升技术，从运行操作方面提高脱硝系统入口烟温，才能保证发电机并网前脱硝系统投入运行。