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    燃煤鍋爐全負(fù)荷脫硝技術(shù)的研究及應(yīng)用

    2019-07-10 09:39:56王軍民
    浙江電力 2019年6期
    關(guān)鍵詞:煙溫省煤器旁路

    王軍民

    (浙江大唐烏沙山發(fā)電有限責(zé)任公司,浙江 寧波 315722)

    0 引言

    近年來隨著環(huán)境的惡化,國家越來越重視對于環(huán)境的保護(hù)。隨著國家頒布GB 13223-2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》并實(shí)施后,大量的燃煤鍋爐都配有SCR(選擇性氧化還原技術(shù))脫硝裝置,而SCR 催化劑的正常運(yùn)行對進(jìn)口煙氣溫度有一定要求(300~420℃),對于特定的裝置,催化劑的設(shè)計(jì)溫度范圍稍有變化,通常按照鍋爐正常負(fù)荷的省煤器出口煙溫設(shè)計(jì),當(dāng)鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí),省煤器出口煙氣溫度會(huì)低于下限值,無法滿足脫硝裝置的溫度要求。目前,火電機(jī)組基本參與調(diào)峰,這就造成鍋爐經(jīng)常會(huì)在低負(fù)荷段運(yùn)行,而此時(shí)省煤器出口煙氣溫度偏低,過低的煙氣溫度不能滿足脫硝系統(tǒng)連續(xù)、穩(wěn)定的投運(yùn)要求,導(dǎo)致NOX排放值超過國家排放標(biāo)準(zhǔn)。

    為了解決火電機(jī)組低負(fù)荷脫硝系統(tǒng)被迫退出運(yùn)行的問題,國內(nèi)開展了大量的理論研究,并對相關(guān)設(shè)備進(jìn)行改造,提高鍋爐煙溫適應(yīng)催化劑,但是仍然不能實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷段脫硝投入運(yùn)行。針對完成脫硝煙溫提升改造后的鍋爐,提出機(jī)組啟停機(jī)煙溫提升技術(shù),并在某發(fā)電廠成功實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝運(yùn)行,為國內(nèi)燃煤電廠提供參考。

    1 國內(nèi)全負(fù)荷脫硝技術(shù)改造現(xiàn)狀

    全負(fù)荷脫硝投入是指發(fā)電機(jī)組在網(wǎng)運(yùn)行時(shí),脫硝系統(tǒng)保持在任何負(fù)荷段全程投入,即發(fā)電機(jī)并網(wǎng)的同時(shí),脫硝系統(tǒng)已投入,并實(shí)現(xiàn)NOX達(dá)標(biāo)排放。實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝技術(shù)有以下2 條路線:

    (1)開展鍋爐脫硝煙溫提升改造,通過提高鍋爐煙溫適應(yīng)催化劑。改造方案主要包括省煤器煙道分隔擋板改造、省煤器分級(jí)改造、省煤器水側(cè)旁路改造、省煤器煙氣旁路改造以及回?zé)岢槠a(bǔ)充給水加熱改造。完成改造后,大幅降低了脫硝低溫退出的負(fù)荷點(diǎn),基本實(shí)現(xiàn)40%額定負(fù)荷脫硝入口煙溫不低于300 ℃(詳細(xì)數(shù)據(jù)見表1),保證機(jī)組正常調(diào)峰負(fù)荷內(nèi)(40%~100%額定負(fù)荷)脫硝全程投入,但是仍然不能實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷段脫硝投入運(yùn)行。

    (2)讓催化劑適應(yīng)鍋爐煙溫,采用低溫催化劑替代現(xiàn)有催化劑。常規(guī)催化劑的連續(xù)運(yùn)行溫度為300~420 ℃。低溫催化劑連續(xù)運(yùn)行溫度為275~420 ℃,脫硝效率不小于85%。但是,低溫催化劑價(jià)格要高于常規(guī)催化劑,使用低溫催化劑會(huì)增加投資,低溫催化劑價(jià)格較常規(guī)催化劑高出50%左右[7]。且因?qū)挏豐CR 催化技術(shù)尚不成熟,只有極少低溫脫硝催化劑應(yīng)用于工程實(shí)踐,未得到實(shí)踐認(rèn)可,不具備廣泛推廣的條件。

    2 全負(fù)荷脫硝技術(shù)的研究

    脫硝煙溫提升改造后,40%額定負(fù)荷以上均能實(shí)現(xiàn)脫硝全程投入,但是在機(jī)組啟、停過程,負(fù)荷低于40%額定負(fù)荷,脫硝入口煙溫低于300℃,脫硝系統(tǒng)被迫退出運(yùn)行。機(jī)組啟、停過程中,由于爐內(nèi)熱負(fù)荷低,鍋爐給水溫度也相應(yīng)降低,必然導(dǎo)致各級(jí)受熱面煙溫下降,脫硝退出。在脫硝系統(tǒng)改造的基礎(chǔ)上,必須優(yōu)化啟、停機(jī)操作,提升脫硝入口煙溫,實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝投入。

    2.1 機(jī)組停機(jī)過程煙溫提升技術(shù)

    2.1.1 提高鍋爐煙氣流量或煙氣溫度

    (1)降低入爐煤平均熱值,提高入爐煤平均水分。

    在相同負(fù)荷下?lián)綗蜔嶂?、高水分煤種,將使總煤量增加,不僅降低爐膛火焰平均溫度,而且增大了總煙氣流量,減少各級(jí)受熱面吸熱量占煙氣總熱容量的比例,從而提高SCR 入口煙溫。

    (2)提高鍋爐煙氣氧量。

    增加鍋爐一、二次風(fēng)量,提高煙氣氧量,增加煙氣流量,減少各級(jí)受熱面吸熱量占煙氣總熱容量的比例,提高了煙氣溫度。通常氧量提高1%,脫硝入口煙氣溫度可提高3~5℃。

    (3)提高爐膛火焰中心位置。

    優(yōu)化磨煤機(jī)運(yùn)行組合方式,保留高層磨煤機(jī)運(yùn)行,同時(shí),通過優(yōu)化二次風(fēng)配比,將主燃燒區(qū)二次風(fēng)門開度適當(dāng)關(guān)小,開大燃盡風(fēng)風(fēng)門,推遲著火,提高爐膛出口煙氣溫度,從而相應(yīng)提高各段受熱面煙氣溫度。

    (4)減少鍋爐吹灰,增加各段受熱面的熱阻,減少各段受熱面吸熱量,提高煙氣溫度。

    2.1.2 提高過、再熱蒸汽溫度

    (1)減少過、再熱器減溫水流量。

    過、再熱器減溫水的噴入降低了蒸汽溫度,導(dǎo)致過、再熱蒸汽吸熱量增加,SCR 入口煙溫降低。在保證各級(jí)受熱面不超溫的前提下,減少過、再熱器減溫水量,提高蒸汽溫度。

    (2)汽輪機(jī)調(diào)門改為“單閥”節(jié)流方式運(yùn)行,提高低溫再熱器入口蒸汽溫度。

    汽輪機(jī)“單閥”方式節(jié)流損失較大,高壓缸排氣溫度較“順序閥”方式高出約10 ℃,鍋爐低溫再熱器入口蒸汽溫度也相應(yīng)提高約10 ℃,減少了再熱器的吸熱量。

    (3)機(jī)組滑參數(shù)停機(jī)時(shí),根據(jù)SCR 入口煙溫,嚴(yán)格控制鍋爐各段受熱面蒸汽溫度的降幅,當(dāng)SCR 入口煙溫已接近脫硝退出煙溫時(shí),停止降溫操作。

    表1 脫硝煙溫提升改造后效果對比

    2.1.3 減少鍋爐尾部煙道受熱面吸熱量

    鍋爐尾部煙道設(shè)計(jì)為雙煙道布置,前煙道為低溫再熱器和省煤器,后煙道為低溫過熱器及省煤器,省煤器后安裝過熱側(cè)、再熱側(cè)煙氣擋板,通過調(diào)節(jié)兩側(cè)擋板的開度,改變低過、低再側(cè)煙氣量份額,從而改變低溫再熱器與低溫過熱器吸熱量份額。

    關(guān)小再熱側(cè)煙氣擋板,可以減少低溫再熱器側(cè)煙氣量,減少低溫再熱器的吸熱量。將再熱側(cè)煙氣擋板關(guān)至最小開度(為防止煙道積灰保留5%~10%的開度),絕大部分煙氣經(jīng)過低過側(cè)煙道,減少了尾部煙道受熱面的總吸熱量,提高SCR 入口煙溫。

    2.1.4 降低機(jī)組真空度,增加鍋爐燃料

    機(jī)組低負(fù)荷時(shí),適當(dāng)降低凝汽器真空,降低機(jī)組效率,在相同負(fù)荷下,增加鍋爐燃料量,提高鍋爐熱負(fù)荷,提升脫硝入口煙溫。

    2.1.5 充分利用脫硝煙溫提升改造系統(tǒng)

    若機(jī)組已完成脫硝煙氣旁路改造,機(jī)組停機(jī)過程中,全開脫硝煙氣旁路。隨著SCR 入口煙溫的降低,逐漸關(guān)小過、再熱煙氣擋板至最低開度,增加脫硝煙氣旁路高溫?zé)煔饬俊?/p>

    2.1.6 提高鍋爐給水溫度

    (1)停機(jī)過程中,高壓加熱器、除氧器、低壓加熱器保證全程投運(yùn),避免加熱器退出、給水溫度降低。

    (2)停機(jī)過程中,充分利用直流爐啟動(dòng)系統(tǒng),增加爐水循環(huán)泵流量,提高省煤器入口給水溫度。鍋爐儲(chǔ)水箱水溫較高,達(dá)到蒸汽壓力對應(yīng)的飽和溫度,高于高壓加熱器出口給水溫度較多(100 ℃以上)。當(dāng)提高鍋爐爐水循環(huán)泵流量后,增加了高溫爐水摻入鍋爐低溫給水的比例,提高了省煤器入口給水溫度。

    2.2 機(jī)組啟動(dòng)過程煙溫提升技術(shù)

    (1)提高鍋爐給水溫度。

    鍋爐熱態(tài)沖洗結(jié)束后,逐漸提高除氧器水溫至80~100 ℃。汽輪機(jī)中速暖機(jī)期間,隨機(jī)投入高壓加熱器、低壓加熱器。啟動(dòng)過程中,充分利用直流爐啟動(dòng)系統(tǒng),增加爐水循環(huán)泵流量,提高省煤器入口給水溫度。

    (2)提高過、再熱蒸汽溫度。

    啟動(dòng)過程中,盡可能不使用或少使用過、再熱器減溫水,提高鍋爐各級(jí)受熱面的蒸汽溫度。

    優(yōu)化機(jī)組冷態(tài)啟動(dòng)汽溫控制曲線。汽輪機(jī)沖車前,通過增加鍋爐燃料量及控制高低旁路開度,提高主、再熱蒸汽溫度至最高允許值。從汽輪機(jī)中速暖機(jī)開始至機(jī)組并網(wǎng),適當(dāng)延長鍋爐升溫升壓時(shí)間,控制鍋爐升溫、升壓速率,盡量提高主、再熱蒸汽溫度。

    (3)增加鍋爐燃料投入量,提升爐內(nèi)熱負(fù)荷。

    在保證鍋爐升溫、升壓速率的前提下,逐漸增大燃料量的投入,增加總風(fēng)量,提高鍋爐各級(jí)受熱面煙溫,提高SCR 入口煙溫。

    (4)減少鍋爐尾部煙道受熱面吸熱量。

    鍋爐尾部煙道設(shè)計(jì)為雙煙道布置,前煙道為低溫再熱器和省煤器,后煙道為低溫過熱器及省煤器,省煤器后安裝過熱側(cè)、再熱側(cè)煙氣擋板,通過調(diào)節(jié)兩側(cè)擋板的開度,改變低過、低再側(cè)煙氣量份額,從而改變低溫再熱器與低溫過熱器吸熱量份額。

    (5)充分利用脫硝煙溫提升改造系統(tǒng)。

    若機(jī)組已完成脫硝煙氣旁路改造,鍋爐點(diǎn)火后,全開脫硝煙氣旁路。隨著SCR 入口煙溫的提高,逐漸關(guān)小過、再熱煙氣擋板至最低開度,增加通過脫硝煙氣旁路的高溫?zé)煔饬俊?/p>

    3 應(yīng)用實(shí)例

    3.1 設(shè)備概述

    某發(fā)電廠鍋爐為哈爾濱鍋爐有限責(zé)任公司與三井巴布科克(MB)公司合作設(shè)計(jì)、制造的超臨界本生(Benson)直流鍋爐,型號(hào)為HG-1890/25.4-YM4。一次中間再熱、滑壓運(yùn)行,配內(nèi)置式再循環(huán)泵啟動(dòng)系統(tǒng),固態(tài)排渣、單爐膛、平衡通風(fēng)、前后墻對沖燃燒方式、Π 型布置、全鋼構(gòu)架懸吊結(jié)構(gòu)、露天布置。鍋爐干濕態(tài)轉(zhuǎn)換負(fù)荷為40%額定負(fù)荷(240 MW)。 該鍋爐為單爐膛,斷面尺寸22.18 m×15.63 m,設(shè)計(jì)煤種為神府東勝煤,校核煤種為大同塔山煤,最大連續(xù)蒸發(fā)量1 890 t/h,過熱器蒸汽出口溫度571 ℃,再熱器蒸汽出口溫度569 ℃,給水溫度283.7 ℃。

    汽輪機(jī)為哈爾濱汽輪機(jī)廠有限責(zé)任公司制造的超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸、四排汽、高中壓合缸、凝汽式汽輪機(jī), 型號(hào)是CLN600-24.2/566/566。回?zé)嵯到y(tǒng)設(shè)計(jì)有3 臺(tái)高壓加器、1臺(tái)除氧器和4 臺(tái)低壓加熱器。汽輪機(jī)旁路系統(tǒng)為高壓和低壓兩級(jí)串聯(lián)旁路,設(shè)計(jì)容量為40%BMCR(鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量)通流量。

    鍋爐已完成脫硝煙氣旁路改造方案。通過對水平低溫過熱器入口部位包墻管拉?。ㄔ龃蟀鼔荛g隙),獲得左右2 個(gè)對稱的旁路煙道接口,將水平低溫過熱器入口部分高溫?zé)煔獬槌?,通過旁路煙道直接和省煤器出口(過、再熱煙氣調(diào)溫?fù)醢搴螅┑蜏責(zé)煔饣旌?。在旁路煙道水平段、垂直段設(shè)置非金屬膨脹節(jié),并在兩膨脹節(jié)中間布置關(guān)斷型、調(diào)節(jié)型擋板各1 套,見圖1。脫硝煙氣旁路按最低負(fù)荷30%BMCR 計(jì)算,從水平低溫過熱器入口即轉(zhuǎn)向室附件抽取高溫?zé)煔?,將SCR 入口煙氣溫度加熱到325℃,需熱煙氣總量138.9 t,占總煙氣的12.4%。

    3.2 機(jī)組停機(jī)過程煙溫提升技術(shù)的應(yīng)用

    鍋爐脫硝煙氣旁路改造后,50%額定負(fù)荷工況下,SCR 入口煙溫能相應(yīng)提高20 ℃左右,配合采用機(jī)組停機(jī)過程煙溫提升技術(shù),SCR 入口煙溫在機(jī)組整個(gè)停機(jī)過程均超過脫硝催化劑的最低使用溫度(300℃),實(shí)現(xiàn)了停機(jī)過程全程脫硝投入運(yùn)行,詳細(xì)數(shù)據(jù)見表2。

    在停機(jī)過程中,要充分發(fā)揮脫硝煙氣旁路的作用,負(fù)荷至300 MW 時(shí),全開脫硝煙氣旁路,隨著負(fù)荷的降低,逐漸關(guān)小過、再熱煙氣擋板,增加脫硝旁路煙氣量。

    若汽輪機(jī)無滑參數(shù)降溫需求,盡可能維持較高的過、再熱蒸汽溫度。整個(gè)停機(jī)過程,過熱汽溫維持在490 ℃以上,再熱汽溫維持在500 ℃以上,大大減少了過、再熱蒸汽的吸熱量,有效提升煙溫。

    圖1 脫硝煙氣旁路煙道布置

    鍋爐轉(zhuǎn)濕態(tài)運(yùn)行后,充分利用直流爐的爐水再循環(huán)泵,將接近飽和狀態(tài)的高溫爐水混入高壓加熱器出口的低溫給水中,極大地提高了進(jìn)入省煤器的給水溫度。隨著爐水再循環(huán)比例的增大,高加出口給水溫升最高達(dá)64.2 ℃,減少了省煤器的吸熱量,提高了SCR 入口煙溫。

    停機(jī)過程中,總煤量逐漸減少,煙氣量相應(yīng)減少,熱負(fù)荷逐漸降低,適當(dāng)增加總風(fēng)量,提高煙氣氧量,減少各級(jí)受熱面的吸熱比例,提高SCR入口煙溫。

    3.3 機(jī)組啟動(dòng)過程煙溫提升技術(shù)的應(yīng)用

    表2 機(jī)組停機(jī)過程主要參數(shù)(采用煙溫提升技術(shù))

    機(jī)組常規(guī)啟動(dòng)方式下,按汽輪機(jī)廠家的冷態(tài)啟動(dòng)曲線要求,汽輪機(jī)沖車參數(shù)分別為主汽溫度360 ℃、再熱蒸汽溫度320 ℃,發(fā)電機(jī)并網(wǎng)前參數(shù)分別為主汽溫度420℃、再熱蒸汽溫度355℃。雖然鍋爐已完成脫硝煙氣旁路改造,但是發(fā)電機(jī)并網(wǎng)前SCR 入口煙溫仍然達(dá)不到脫硝催化劑的最低使用溫度。 發(fā)電機(jī)并網(wǎng)后1 h 10 min,負(fù)荷55.8 MW 時(shí),SCR 入口煙溫才滿足脫硝投入條件,詳細(xì)數(shù)據(jù)見表3。

    為了實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝投入,在機(jī)組啟動(dòng)過程中,全程應(yīng)用啟動(dòng)過程煙溫提升技術(shù)。在發(fā)電機(jī)并網(wǎng)前,SCR 入口煙溫已達(dá)到313.2 ℃,滿足脫硝催化劑最低使用溫度,實(shí)現(xiàn)了機(jī)組啟動(dòng)全負(fù)荷NOX達(dá)標(biāo)排放,詳細(xì)數(shù)據(jù)見表4。

    整個(gè)啟動(dòng)過程中,關(guān)小再熱煙氣擋板至最小開度(10%),減少低溫再熱器的吸熱量,適當(dāng)開啟過熱煙氣擋板至30%,提高省煤器出口煙溫,同時(shí),脫硝煙氣旁路保持全開,增加脫硝煙氣旁路的煙氣流量,有效提高SCR 入口煙溫。

    汽輪機(jī)沖車參數(shù)按汽輪機(jī)廠家提供的高限控制,主、再熱蒸汽溫度不超430 ℃。汽輪機(jī)中速暖機(jī)結(jié)束后,主、再熱蒸汽溫度提高至488 ℃和477.5 ℃。通過增加鍋爐燃料投入量,發(fā)電機(jī)并網(wǎng)前,繼續(xù)提高主汽溫度至510 ℃,再熱蒸汽溫度至490 ℃。鍋爐燃料投入量較常規(guī)啟動(dòng)方式增加66%,爐內(nèi)熱負(fù)荷升高,鍋爐煙溫相應(yīng)升高。

    啟動(dòng)過程中,充分利用直流爐的爐水再循環(huán)泵提高再循環(huán)流量,將接近飽和狀態(tài)的高溫爐水混入高壓加熱器出口的低溫給水中,提高了進(jìn)入省煤器的給水溫度。爐水加熱低溫給水溫升的大小,直接受爐水再循環(huán)比例的影響,當(dāng)比例達(dá)到76.6%時(shí),最高溫升達(dá)158.5 ℃,減少了省煤器的吸熱量,極大地提高SCR 入口煙溫。

    汽輪機(jī)中速暖機(jī)時(shí),隨機(jī)投入高、低壓加熱器,在保證高壓加熱器溫度變化率的前提下,逐漸提高高壓加熱器溫升至31.5 ℃,并提高除氧器水溫至100 ℃,提高給水溫度,減少鍋爐省煤器吸熱量。

    4 結(jié)語

    燃煤鍋爐完成脫硝煙溫提升改造后,已實(shí)現(xiàn)40%額定負(fù)荷脫硝入口煙溫不低于脫硝催化劑的最低使用溫度,機(jī)組正常調(diào)峰負(fù)荷內(nèi)脫硝全程投入。但是,機(jī)組啟、停過程中,脫硝系統(tǒng)仍然由于煙溫低被迫退出運(yùn)行。若要實(shí)現(xiàn)鍋爐全負(fù)荷段脫硝投入,在實(shí)施鍋爐脫硝煙溫提升改造的基礎(chǔ)上,必須優(yōu)化機(jī)組啟、停機(jī)操作,應(yīng)用機(jī)組啟、停機(jī)煙溫提升技術(shù),從運(yùn)行操作方面提高脫硝系統(tǒng)入口煙溫,才能保證發(fā)電機(jī)并網(wǎng)前脫硝系統(tǒng)投入運(yùn)行。

    表3 機(jī)組啟動(dòng)過程主要參數(shù)(常規(guī)啟動(dòng)方式)

    表4 機(jī)組啟動(dòng)過程主要參數(shù)(采用啟動(dòng)過程煙溫提升技術(shù))

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