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            燃煤锅炉全负荷脱硝技术的研究及应用

            发布时间: 2019-09-03     来源: 北极星环保网

            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。

            表1脱硝烟温提升改造后效果对比

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            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。

            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。

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            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138.9t,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。

            表2机组停机过程主要参数(采用烟温提升技术)

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            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。

            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

            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)

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            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)

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            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。