电厂低负荷脱硝运行方式及氮氧化物的控制

电厂低负荷脱硝运行方式及氮氧化物的控制

张军

国家能源集团哈尔滨热电有限公司 黑龙江省哈尔滨市150000

摘要：目前火电机组基本都参与调峰，这往往导致锅炉在低负荷区段运行。此时省煤器出口烟气温度较低，无法满足脱硝系统连续稳定运行的要求，导致氮氧化合物排放值超过国家排放标准。为解决火电机组低负荷脱硝系统被迫退出运行的问题，我国开展了大量的理论研究，并对相关设备进行了改造，以提高锅炉烟气温度以适应催化剂，但仍无法实现满负荷脱硝并投入运行。

关键词：脱硝；SCR装置；宽负荷；研究控制；

一、国内全负荷脱硝技术改造现状

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℃，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。

二、宽负荷脱硝技术研究

1.宽负荷脱硝技术研究分析。要实现SCR脱硝装置全负荷运行，技术路线主要是提高进入SCR装置烟温满足脱硝系统要求。目前，主要技术有设置零号高加、省煤器分级和省煤器烟气旁路等。（1）设置零号高加。设置零号高加技术为：机组低负荷时抽汽到零号高加加热给水，提高给水温度，提高省煤器出口烟温。原省煤器设计不变；设置零号高加及抽汽疏水管路及相关阀门；回热系统增加抽汽点等。其技术路线是提高给水温度，保持脱硝入口烟温正常工作范围。该技术可靠性好，但低负荷热耗降幅明显，适用于新建机组。（2）省煤器分级。省煤器分成两级布置，增加连接管道及低温段进、出口集箱、支吊架。一级布置在SCR反应器的入口，另一级布置在SCR反应器出口。其技术路线是在机组在低负荷时,降低省煤器吸热，提高SCR反应器的入口烟气温度，该技术炉效基本不变，可靠性较好。但该技术投资成本高、施工难度大、改造工期长，不适合老机组改造，适用于新建机组。（3）省煤器烟气旁路。该技术需要增加旁路烟道及执行机构等，其技术路线是分流烟气，是在机组在低负荷时,减少省煤器烟气侧放热，以提升SCR入口烟温。该技术烟温提升效果明显，易控制但该技术存在降低炉效、挡板及机构不稳定等问题，适用于老机组改造。

2.新建机组宽负荷脱硝主流技术的比较。从上述研究分析看，新建机组低负荷脱硝主流技术主要为设置零号高加、省煤器分级。本工程为新建设机组，现将这二种技术比较如下：零号高加或省煤器分级两种方案SCR入口烟温，根据供货方提供的技术参数比较。根据供货方设计，本工程原设计负荷点为大于75％THA工况，SCR进口烟温为≥350℃，方具有较高的脱硝效率。原设计40％THA工况，SCR进口烟温为302℃。为保证40％THA负荷点的脱硝高效率运行，SCR进口烟温温升需在原设计升高约40℃，给水温度需温升约40℃左右。供货方提供的设置分级省煤器40%THA工况下SCR入口烟温在原设计点仅提高23℃左右，烟温提幅有限。零号高加方案40%THA工况下SCR入口烟温在原设计点提高37℃左右，效果明显。通过以上比较可以看出，采用加装零号高加技术方案，提高给水温度，提高脱硝烟气反应温度，可满足全负荷脱硝烟气温度要求。为此，本工程在低负荷工况下,脱硝采用了零号高加技术方案,实现宽负荷脱硝。

3.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。

三、NOx控制技术研究

1.影响SCR装置NOx排放的主要因素。（1）SCR装置流场。SCR烟气脱硝系统各截面的烟气流场、NOx浓度场分布不均匀，将会影响脱硝装置的喷氨量，使得氨逃逸增大，易产生硫酸氢氨，使催化剂失活。（2）SCR反应器入口NOx波动剧烈。SCR反应器出口NO x发生波动的最直接原因是SCR反应器入口NOx的波动，这将影响SCR反应器出口NOx的控制效果。影响的因素主要为：燃烧区的温度和氧含量、负荷变化、给煤量和总风量的变化等。（3）磨煤机的启停控制。磨煤机的启停时会导致风煤比变化，从而引起氧量的变化，使得SCR反应器入口NOx的发生波动。（4）脱硝控制设备原因。CEMS小间离取样点远，从而导致SCR反应器进出口NOx测量的滞后性，使得脱硝系统喷氨量控制难以达到较好效果。脱硝控制逻辑原因，传统的PID控制属于事后控制，对具有延时的不易以取得理想的效果。

2.针对影响NOx排放采取的控制技术。(1)针对SCR系统流场不均匀的问题，要优化设计反应器及烟道系统的流场、合理设计氨烟气混合系统等问题。通过烟气脱硝装置数模等手段，保证本工程对流场模拟要求。主要指标至少应满足以下要求：

入口烟气流速偏差<±15%（均方根偏差率）

入口烟气流向<±10°

入口烟气温度偏差<±10℃

NH3/NOx摩尔比绝对偏差<5％

(2)针对SCR反应器入口NOx波动剧烈问题，精细优化锅炉的配风方式；实时监测入炉煤煤质，寻找规律，实现变煤质下，燃烧的快速优化调整；建立不同负荷炉内煤粉燃烧特性规律及最佳配风方式。(3)针对磨煤机的启停问题，优化制粉系统风煤比及排烟氧量对各磨的总风量进行实时跟踪控制，实现安全高效的风煤比优化。(4)针对脱硝控制设备，CEMS小间设计时，应用选择离取样点近的位置，以减少测量SCR进出口NOx测量的滞后性；对脱硝控制逻辑原因引起NOx测量的滞后问题，优化脱硝控制逻辑，变事后控制为超前预测控制，实现对SCR进出口NOx测量精准控制。

总之，NOx的控制技术采用采用优化“SCR反应器及烟道系统、氨烟气混合系统的流场、锅炉的配风方式、风煤比、脱硝控制逻辑”等，实现对SCR装置进出口NOx测量有效控制，以确保脱硝SCR装置安全、环保、经济运行。

参考文献：

[1]王宏宇.燃煤锅炉全负荷脱硝技术的研究及应用.2022.

[2]张志刚,燃煤机组宽负荷脱硝技术分析.2020.