如何保证机组低负荷时脱硝系统安全稳定运行

摘 要： 随着现代工业生产的发展和生活水平的提高，防止大气污染已成为世界范围内的难题。国家环保要求日益严格，特别是针对燃煤机组，但国内燃煤机组都参与调峰，经常低负荷运行，机组而在低负荷时由于各种原因导致机组脱硝系统退出运行，致使氮氧化物排放超标，难以满足国家日益严格的环保要求。

本文在研究机组低负荷时脱硝系统退出原因的基础上，提出了解决机组低负荷时如何防止脱硝系统退出的技术措施和技术改造。最后，引用实例说明了措施的有效性。

关键词：低负荷 脱硝系统 原因 措施 技术改造

中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2016）09-0277-02

前言

随着新修订的国家标准《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271—2014）的正式实施，由燃煤产生的NOx作为当今环境污染的重要来源之一，我国对燃煤发电厂NOx排放量提出了更加苛刻的要求。目前我们国家燃煤发电厂应用最多且较成熟的烟气脱硝技术是选择性催化还原（SCR）技术，大唐国际托克托电厂6号锅炉就采用了该技术，在省煤器出口和空预器之间安装SCR烟气脱硝装置，SCR烟气脱硝装置就是利用催化剂，在一定温度下，使未经脱硝的烟气与NH3混合后通过安装催化剂的区域产生反应，生成N2和水，达到脱硝的目的。我国燃煤机组作为电网的主要组成部分，因此燃煤机组经常要参与调峰，在夜间负荷较低时，机组经常在低负荷，甚至在50%负荷以下运行，使脱硝系统无法安全稳定运行。因此，如何保证机组在低负荷时脱硝系统安全稳定运行非常迫切和必要。

一、系统简介

大唐国际托克托发电厂6号锅炉由东方锅炉公司制造；型号为DG2070/17.5-∏4。炉膛辐射区域的水冷壁采用内螺纹管膜式水冷壁。炉膛上部布置有屏过、高过；折焰角后方水平烟道布置高再；后竖井双烟道分别布置低过、低再和省煤器。烟道下部布置有两台豪顿华公司生产的型号为32VNT1830三分仓容克式回转空气预热器。在省煤器出口与空预器入口之间布置SCR脱硝装置。

炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧，前墙下层5只低氮轴向旋流燃烧器（LNASB），其他25只燃烧器为中心给粉旋流煤粉燃烧器，前后墙各布置两层燃烬风，以减少氮氧化物的排放。在A、C层装设了等离子点火装置。制粉系统配置6台中速弹簧加载磨煤机，锅炉满负荷时，五台磨煤机运行一台磨煤机备用，锅炉不投油最低稳燃负荷为30%额定负荷。

二、脱硝流程

SCR脱硝工艺系统可分为液氨储存运输系统、液氨气化系统、氨气的供应系统、氨气/空气混合系统、氨空混合气体喷射系统、SCR反应装置系统等。

其中由液氨由槽车运送液氨进入氨区，再用压缩机将液氨由氨槽车输送到储氨罐内，氨区将储氨罐中的液氨在蒸发槽内蒸发为氨气，并提供给机组SCR脱硝装置，输送到机组SCR脱硝装置处的氨气与稀释风机鼓入的稀释风在氨/空混合器中混合均匀后，经氨空混合气体喷射系统，喷入到SCR脱硝装置入口，喷射出的氨气和锅炉省煤器出口的烟气混合后进入SCR反应器，通过催化剂进行氧化还原反应，将烟气中NOx转化成氮气和水，达到脱硝的目的。氨气系统紧急排放的氨气则排入废水池。

三、机组低负荷时脱硝退出运行原因

1.机组低负荷时SCR反应器的脱硝入口烟气温度，当脱硝入口烟气温度低于保护值310℃时，就会导致脱硝系统退出运行，从而使脱硝出口氮氧化物超标。

2.机组低负荷时会导致脱硝入口氮氧化物急剧升高，为了调整脱硝出口氮氧化物不超标，脱硝系统会自动增加喷氨量，致使脱硝系统氨空比超标，或者氨逃逸超标导致脱硝系统退出运行，从而使脱硝出口氮氧化物超标。

四、针对脱硝退出原因采取的措施

1.针对机组低负荷时脱硝入口烟气温度低采取的措施

1.1机组低负荷时，需要停止磨煤机运行时，可以考虑停止下层磨煤机运行或者增加上层磨煤机煤量，使火焰中心上移从而提高SCR反应器的脱硝入口烟气温度。

1.2机组低负荷时，在炉内燃烧稳定的前提下，可以适当提高一次风压力，同时降低磨煤机出口温度5-10℃，这样燃烧推迟，使火焰中心上移。

1.3机组低负荷时，可以根据机组实际运行情况，适当开大底层二次风挡板，关小上层二次风和燃尽风挡板，提高火焰中心的位置。

1.4机组低负荷时，可以根据磨煤机的运行情况，适当降低磨煤机加载压力、开大磨煤机分离器挡板，提高煤粉颗粒度，太高炉膛火焰中心。

1.5机组低负荷时，由于再热汽温可能低于设定值，为了提高再热汽温而开大再热烟气挡板，从而使蒸汽吸热量增加，排烟温度降低，因此机组低负荷时调整再热烟气挡板时应注意排烟温度，或者对再热烟气挡板的调整进行优化，例如增加脱硝入口烟气温度低于315℃闭锁开大再热烟气挡板。

1.6对机组进行技术改造，提高SCR反应器的脱硝入口烟气温度。

1.6.1设置省煤器烟气旁路

该方案是在锅炉省煤器入口处或者省煤器中间处的烟道上开孔，抽取部分较高温烟气至SCR入口处。在旁路烟道上加装调节挡板进行调节烟气流量及温度。在低负荷时，通过调节挡板调节抽取的高温烟气量，再将这部分高温烟气送到省煤器出口与该处的烟气进行混合[1]，从而提高省煤器出口的烟气温度，使机组在低负荷时SCR脱硝系统入口烟温达到310℃以上，保证机组低负荷时脱硝系统安全稳定运行。

托电1、2号机组就是利用这项技术在锅炉煤器入口处的烟道上开孔，加装省煤器烟气旁路，抽取部分较高温烟气至SCR入口处，并在省煤器烟气旁路设置烟气挡板。在低负荷时，开启省煤器烟气旁路挡板，使较省煤器入口的高温烟气直接通过省煤器烟气旁路与省煤器出口的烟气混合，使低负荷时SCR脱硝入口烟温达到310℃以上。

1.6.2设置省煤器给水旁路

该方案是在锅炉省煤器入口联箱与出口联箱之间设置给水旁路管道，并在管道上设置给水旁路调门，将部分给水不经过省煤器，直接通过省煤器给水旁路，由省煤器入口联箱引至省煤器出口联箱，从而减少流经省煤器的给水量，使给水通过省煤器从烟气中吸收的热量减少，以达到提高SCR脱硝入口烟温的目的。

1.6.3省煤器分级改造

该方案是根据热力计算将锅炉原有省煤器受热面按面积和比例拆分，保留一部分省煤器受热面在SCR脱硝装置的前面，在SCR脱硝装置的后面继续加装一部分省煤器受热面，这样就将锅炉原有省煤器受热面进行分级改造。省煤器通过分级改造后，给水先通过SCR脱硝装置后面的省煤器受热面，再通过SCR脱硝装置前面的省煤器，这样给水从进入SCR脱硝装置前的烟气中吸热量减少，从而提高了SCR脱硝装置入口的烟气温度，使其达到SCR脱硝装置最低要求310℃以上。浙江北仑第一发电公司2号600MW燃煤机组就是利用该省煤器分级改造技术，使机组在50%负荷时脱硝入口烟温达到315℃[2]，保证机组在低负荷时脱硝系统安全稳定的运行。

1.6.4回热抽汽补充给水加热技术

该技术是从汽轮机高压缸上选择一个合适的抽汽点，将该抽汽引入一高加，在机组低负荷时开启该路抽汽，从而提高给水在该高加的温升，使进入省煤器的给水温度得到提高，从而减少给水在省煤器受热面中的换热，进而提高省煤器出口烟气温度，以保证机组低负荷时SCR脱硝系统能安全稳定运行。外高桥第三发电厂就是利用这项技术研发和应用的“弹性回热技术”[3]，设置一个可调的给水加热器，并从高压缸上引一路合适的供气进入该加热器，在机组低负荷时，通过调节进入该加热器的抽汽量，维持省煤器入口的给水温度基本不变，从而提高了进入SCR反应器的脱硝入口烟气温度。

1.7机组低负荷时由于SCR脱硝系统入口烟气温度降低，经过研究表明当烟气温度在290℃以上时，就不会影响催化剂的活性，因此在机组低负荷时，我们可以将SCR脱硝系统入口烟气温度保护值改为295℃，这样可以保证脱硝系统安全运行。

2.针对氨空比、氨逃逸超标采取的措施

2.1为防止由于空氨比大造成脱硝跳闸，增加在空氨比大于5%时联启备用稀释风机；稀释风量低于一定值时联启备用稀释风机，在空氨比大于4.5%时禁止开启喷氨调门；

2.2为防止氨气逃逸率高，增加氨气逃逸率大于5ppm，延时10分钟联关同侧喷氨调门和喷氨快关阀；氨逃逸率大于4.5ppm，禁开喷氨调门并预关10%联锁保护。

2.3为了防止由于测点故障，导致脱硝系统退出运行，将脱硝系统保护投退权限设在DCS盘上，这样如果测点故障可以及时退出相关保护，从而保证脱硝系统的安全运行。

五、结束

本文通过对机组低负荷时SCR脱硝系统退出原因进行分析，并且提出防止SCR脱硝系统退出的技术措施，以及通过技术改造，脱硝系统的进行运行优化，保证了脱硝系统在机组低负荷下安全运行，提高脱硝系统运行的安全性、经济性。

参考文献

[1]王洁，腾农，张文杰，等.机组负荷对SCR系统运行影响研究[J].电力科技与环保，2011，27（3）：16-18

[2]徐昶，徐良，胡杰，等.国内首台火电机组省煤器分级改造提高SCR入口烟温实践[J].锅炉制造，2014（6）：42-45.

[3]杜洋洋，冯伟忠.基于弹性回热技术的调频性能研究[J].华东电力，2014，42（9）：1944-1948.

作者简介：张海明（1988-），男（汉族），助理工程师，现从事火电厂集控运行工作。