600 MW超临界机组锅炉宽负荷脱硝技术的探索及实践

（浙江大唐乌沙山发电有限责任公司，浙江宁波315722）

600 MW超临界机组锅炉宽负荷脱硝技术的探索及实践

王军民

（浙江大唐乌沙山发电有限责任公司，浙江宁波315722）

火电机组深度调峰期间，由于脱硝系统入口烟温无法满足系统投运的最低温度，烟气中NOX污染物不能实现达标排放。为了提高机组调峰能力，保证环保指标全程达标，某发电厂在宽负荷脱硝改造前后，开展了大量的探索和实践，并总结出行之有效的措施，大幅降低了脱硝系统投入的最低负荷点，为同类型机组实现宽负荷脱硝系统投入提供借鉴。

深度调峰；宽负荷；脱硝技术；脱硝烟气旁路；灵活性

0 引言

2016年11月7日，国家发改委、国家能源局对外正式发布《电力发展“十三五”规划》（2016—2020年），“十三五”期间中国风电、光伏、水电、核电将迎来更大的发展机遇。为满足可再生能源的快速发展需要，提高可再生能源消纳能力，需要大幅提升火电机组运行灵活性，而深度调峰能力是灵活性的重要能力之一，预期通过必要的改造，将使纯凝机组增加15%～20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%～35%额定容量。远期通过加强国内外技术交流和合作，部分具备改造条件的发电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%～ 25%额定容量。但是，火电机组深度调峰期间，由于脱硝入口烟温无法满足脱硝系统投运的最低温度，烟气中NOX不能实现达标排放，限制了机组调峰能力。

以下详细介绍了在未开展宽负荷脱硝改造的锅炉上，通过优化各项调整措施，实现了30%额定负荷以上脱硝系统全程投入。在此基础上，为了进一步提高机组调峰能力，通过脱硝烟气旁路改造，实现了锅炉冷态启动10%额定负荷投入脱硝系统，并能保证停机过程全程脱硝系统投入，为同类型机组宽负荷脱硝系统改造提供借鉴。

1 设备概述

某发电厂锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司与MB（三井巴布科克）公司合作设计、制造的超临界Benson（本生）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（240 MW）。

炉膛为单炉膛，断面尺寸22.18 m×15.63 m，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1 890 t/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℃。

烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、末级过热器、水平烟道中的高温再热器，至尾部双烟道中分为2路，一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器、省煤器，另一路流经后部烟道的水平低温过热器、省煤器，省煤器后的2路烟气混合后进入SCR（选择性催化还原）系统，最后流经布置在下方的2台三分仓回转式空气预热器。

燃用设计煤种时，不同工况各级受热面烟温及工质温度的设计值见表1。按照设计烟温，锅炉在40%BRL（额定工况）工况时，能满足SCR入口烟温不低于300℃。

表1 各级受热面烟温及工质温度（设计煤种）℃

2 改造前宽负荷脱硝技术探索

宽负荷脱硝改造前，由于受煤种、炉内清洁度、燃烧调整方式等因素的影响，频繁出现50%额定负荷工况时脱硝系统低温退出情况，严重影响脱硝系统投运率。为了满足低负荷环保达标，以及适应电网深度调峰的需要，在未经宽负荷脱硝改造的机组，探索出提高SCR入口烟温的有效措施，进一步拓宽了脱硝投入的负荷区间：

（1）优化掺配煤方案，适当降低入炉煤热值，提高入炉煤水分。

在相同负荷下，掺烧低热值、高水分煤种，将使总煤量增加，不仅降低炉膛内火焰平均温度，而且增大了总的烟气流量，减少炉膛辐射吸热量以及对流受热面吸收烟气热量的比例，最终提高SCR入口烟温。

（2）提高低负荷时锅炉运行氧量。

深调时，锅炉氧量控制在9%～12%，负荷越低氧量越大。通常氧量提高1%，脱硝入口烟气温度可提高3～5℃。此项措施效果最好，但是对锅炉效率影响较大，不仅提高了排烟温度，同时使得烟气量大大增加，排烟热损失急剧增加。

（3）调整磨煤机组合方式，优化二次风配风，提高火焰中心位置。

低负荷时，停运底层磨煤机，增加上层磨煤机运行台数，总体抬高炉内火焰中心位置，为保证锅炉稳燃，需要保持等离子磨煤机运行，确保有助燃手段。同时，优化二次风配风，将主燃烧区二次风门开度适当关小，开大燃烬风风门，推迟着火，提高炉膛出口烟温。

（4）尽可能减少过、再热器减温水流量，提高主、再热蒸汽温度。

过、再热器减温水降低了蒸汽温度，导致过、再热蒸汽吸热量增加，SCR系统入口烟温降低。全关再热器减温水调门及电动门，在保证屏式过热器壁温不超温的前提下，尽可能关小甚至全关一级减温水调门，全关过热器二级减温水调门及电动门。

（5）低负荷时关小过热器侧烟气挡板。

尾部烟道为双烟道布置，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，前烟道的省煤器后设计烟温高于后烟道。通过调节尾部烟气挡板减少过热器侧烟气量，增加再热器侧烟气量，进一步提高前烟道省煤器后烟温，从而提高SCR入口烟温。

（6）调整吹灰方式。

低负荷时停止炉膛吹灰，使得炉膛吸热变少，炉膛出口烟温升高，达到提高脱硝入口烟温的目的。低负荷时绝对不能进行尾部烟道吹灰，该部位吹灰对脱硝入口烟温影响较大，空气预热器吹灰工作可正常进行。

（7）汽轮机调门切“单阀”方式运行，提高再热蒸汽温度。

汽轮机切单阀运行后，较顺序阀方式，冷再入口蒸汽温度提高约10℃，有利于减少再热器的换热量，提高SCR入口烟气温度。

（8）适当降低凝汽器真空，提高主再热蒸汽流量。

低负荷时，将真空系统由并联运行方式改为串联方式，停止1台真空泵运行，仅维持单台小真空泵运行，并保持运行真空泵喷射器投入状态，适当降低凝汽器真空，提高主、再热蒸汽流量，最终提高SCR入口烟温。

通过采取以上措施，大幅拓宽了脱硝系统投运的负荷区间，负荷最低至30%额定负荷（180 MW），脱硝入口烟温仍然不低于300℃。图1为停机过程脱硝入口烟温的趋势，当负荷174 MW时，脱硝入口烟温低于300℃，脱硝系统退出运行。图2为启动过程脱硝入口烟温的趋势，当负荷160 MW时，脱硝入口烟温高于300℃，投入脱硝系统运行。

图1 停机过程SCR入口烟温变化趋势（无旁路）

图2 启动过程SCR入口烟温变化趋势（无旁路）

3 脱硝烟气旁路改造

为了进一步降低脱硝投运的负荷点，综合考虑各项宽负荷脱硝改造方案的优劣，结合改造前已实现30%额定负荷以上脱硝全程投入的实际情况，确定采用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。在旁路烟道水平段设置非金属膨胀节，垂直段设置非金属膨胀节，并在旁路烟道两膨胀节中间布置关断型、调节型挡板各1套，见图3。

图3 脱硝烟气旁路烟道布置示意

脱硝烟气旁路按最低负荷30%BMCR（锅炉最大出力工况）计算，从水平低温过热器入口抽取高温烟气，将SCR入口烟气温度加热到325℃，需热烟气总量138.9 t，占总烟气的12.4%，详细数据见表2。

在水产品加工中，常规的机械法去皮、脱鳞和脱卵膜等加工过程非常费时，有时还会对水产品的肌肉组织和营养成分造成损害。生物技术，特别是酶技术用于去皮、脱鳞、脱卵膜中，其反应温和，不需使用强机械力和强酸强碱，可以更好地保存水产组织的原有性状。

表2 30%BMCR脱硝旁路计算数据

改造后，锅炉低负荷运行时，通过调节脱硝烟气旁路调节挡板和省煤器出口主烟道原有的过再热烟气调温挡板，抽取水平低温过热器入口的高温烟气与SCR入口烟道的烟气进行混合，提高SCR入口烟气的温度，维持SCR运行。

4 改造后全负荷脱硝技术的探索

全负荷脱硝技术是指发电机机组在网运行时，任何负荷段，脱硝系统保持全程投入，即并网后立即投入脱硝系统，实现NOX达标排放。由于火电机组低负荷时，烟温较低，而脱硝催化剂的运行烟温窗框为300～420℃，SCR入口烟温无法达到催化剂的最低使用温度，因此，不经过必要的改造，无法达到脱硝系统全负荷投入。

脱硝烟气旁路改造后，由于抽取了部分高温烟气与省煤器出口烟气混合，大幅提高了SCR入口烟温，为全负荷投脱硝创造了条件。但是，由于脱硝催化剂在超出420℃时，存在催化剂烧结问题，且脱硝烟气旁路存在漏风，因此脱硝烟气旁路取烟气口烟温不可能太高，旁路截面积也不能过大，单纯依靠脱硝烟气旁路实现全负荷投脱硝可能性较小。改造后，在合理使用脱硝烟气旁路的基础上，探索出了优化机组启动过程的各项操作，尽可能实现全负荷脱硝投入。

4.1 提高锅炉给水温度

尽早投入机侧高、低压加热器运行，提高锅炉给水温度，减少省煤器吸热量：

（1）锅炉上水前，开启除氧器再循环泵，适当开大辅汽供除氧器加热蒸汽，提高除氧器水温。

（2）汽轮机2 000 r/min中速暖机时，投入低压加热器，稍开1号、3号高压加热器抽汽暖管。

（3）汽轮机定速后，逐渐开大1号、3号高压加热器抽汽电动门，提高给水温度。

（4）发电机并网后，投入1，2，3号高压加热器（投高加时升温速率不超3℃/min），并回收高加疏水热量，除氧器汽源尽快倒换至正式汽源。

4.2 提高过、再热蒸汽温度

（1）并网前严禁使用过、再热减温水。

（2）并网后，低负荷时，尽可能少用甚至不用减温水，尽量提高过、再热蒸汽温度。

（3）并网后，尽快增加燃料量，增加炉内热负荷，提高各级受热面蒸汽温度。

4.3 提高炉内烟温

并网后，尽快增加锅炉燃料量，适当增大一、二次风量，增加总烟气量，提高炉内各级受热面烟温。

4.4 充分利用脱硝烟气旁路

（1）锅炉点火后，全开脱硝烟气旁路，保持过、再热烟气挡板全开。

（2）并网后，逐渐关小过、再热烟气挡板，增加脱硝烟气旁路高温烟气量，减少主烟道低温烟气量，快速提高SCR入口烟温。

4.5 提高省煤器入口水温

锅炉湿态运行时，充分利用锅炉启动系统，增加炉水循环泵流量，提高省煤器入口水温。锅炉储水箱水温较高，达到蒸汽压力对应的饱和温度，高于锅炉给水温度较多（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。采取以上优化启动措施后，冷态启动过程中，实现了10%额定负荷（60 MW）时脱硝入口烟温具备投脱硝条件（见图4）。同时，脱硝烟气旁路改造后，实现了停机过程全负荷脱硝投入（见图5）。

图4 启动过程SCR烟温变化趋势（有旁路）

5 结语

宽负荷脱硝改造前，采取增加烟气量、减少各级受热面吸热量等措施，大幅拓宽了脱硝投运的负荷区间，负荷最低至30%额定负荷（180 MW），脱硝入口烟温仍然不低于300℃，效果明显。

脱硝烟气旁路改造后，在合理使用脱硝烟气旁路的基础上，结合优化机组启动过程的各项操作，实现了冷态启动过程中，10%额定负荷（60 MW）以上脱硝全程投入。同时，实现了机组停机过程能全负荷段脱硝不退出。

图5 停机过程SCR烟温变化趋势（有旁路）

脱硝烟气旁路改造后，由于抽取了部分高温烟气与省煤器出口烟气混合，大幅提高了SCR入口烟温，为全负荷投脱硝创造了条件。但是，由于脱硝催化剂在超出420℃时，存在催化剂烧结问题，且脱硝烟气旁路存在漏风，因此脱硝烟气旁路取烟气口烟温不可能太高，旁路通流面积也不能过大，单纯依靠旁路改造实现全负荷投脱硝可能性较小。

脱硝烟气旁路挡板运行温度较高（500～700℃），存在高温变形及积灰，旁路漏风率随时间逐渐增大，不仅影响锅炉的经济性，而且可能威胁催化剂的安全，因此脱硝烟气旁路的改造要根据实际情况综合考虑。

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[3]马巧春，雒贵，李阳春，等.燃煤发电机组实现全工况脱硝运行的改造策略[J].浙江电力，2015，34（1）∶41-43.

[4]王如良，戴成峰，陈黎勇，等.1 000 MW机组锅炉启动阶段提高脱硝烟温的方法[J].浙江电力，2016，35（8）∶46-49.

[5]李泉，尹峰，罗志浩.超临界机组脱硝系统模型预测控制研究[J].浙江电力，2016，35（11）∶34-36.

（本文编辑：陆莹）

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

王军民（1980），男，工程师，从事发电厂锅炉运行管理工作。