燃煤鍋爐在低負(fù)荷時，若脫硝入口煙溫低于脫硝催化劑正常工作溫度窗口，會導(dǎo)致脫硝系統(tǒng)退出運行，為解決這一問題，各發(fā)電廠紛紛開展脫硝煙溫提升改造。改造后，基本實現(xiàn)機組正常調(diào)峰負(fù)荷內(nèi)脫硝不退出，但是機組啟動和停機過程仍然無法實現(xiàn)全負(fù)荷段脫硝投入。針對以上問題，研究了機組啟、停機操作過程的煙溫提升技術(shù)，并應(yīng)用于某發(fā)電廠啟、停機過程中，實現(xiàn)了脫硝全負(fù)荷投入運行，為燃煤鍋爐實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝投入提供參考。
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。隨著國家頒布GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》并實施后，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催化劑的正常運行對進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，當(dāng)鍋爐低負(fù)荷運行時，省煤器出口煙氣溫度會低于下限值，無法滿足脫硝裝置的溫度要求。目前，火電機組基本參與調(diào)峰，這就造成鍋爐經(jīng)常會在低負(fù)荷段運行，而此時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)。
為了解決火電機組低負(fù)荷脫硝系統(tǒng)被迫退出運行的問題，國內(nèi)開展了大量的理論研究，并對相關(guān)設(shè)備進行改造，提高鍋爐煙溫適應(yīng)催化劑，但是仍然不能實現(xiàn)全負(fù)荷段脫硝投入運行。針對完成脫硝煙溫提升改造后的鍋爐，提出機組啟停機煙溫提升技術(shù)，并在某發(fā)電廠成功實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝運行，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)電機組在網(wǎng)運行時，脫硝系統(tǒng)保持在任何負(fù)荷段全程投入，即發(fā)電機并網(wǎng)的同時，脫硝系統(tǒng)已投入，并實現(xiàn)NOX達標(biāo)排放。實現(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，基本實現(xiàn)40%額定負(fù)荷脫硝入口煙溫不低于300℃（詳細數(shù)據(jù)見表1），保證機組正常調(diào)峰負(fù)荷內(nèi)（40%~100%額定負(fù)荷）脫硝全程投入，但是仍然不能實現(xiàn)全負(fù)荷段脫硝投入運行。
（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)運行溫度為300~420℃。低溫催化劑連續(xù)運行溫度為275~420℃，脫硝效率不小于85%。但是，低溫催化劑價格要高于常規(guī)催化劑，使用低溫催化劑會增加投資，低溫催化劑價格較常規(guī)催化劑高出50%左右。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)用于工程實踐，未得到實踐認(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)荷以上均能實現(xiàn)脫硝全程投入，但是在機組啟、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)被迫退出運行。機組啟、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、停機操作，提升脫硝入口煙溫，實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝投入。
2.1機組停機過程煙溫提升技術(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蜔嶂怠⒏咚置悍N，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)化磨煤機運行組合方式，保留高層磨煤機運行，同時，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）汽輪機調(diào)門改為“單閥”節(jié)流方式運行，提高低溫再熱器入口蒸汽溫度。汽輪機“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）機組滑參數(shù)停機時，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，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降低機組真空度，增加鍋爐燃料
機組低負(fù)荷時，適當(dāng)降低凝汽器真空，降低機組效率，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)
若機組已完成脫硝煙氣旁路改造，機組停機過程中，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?br /> 2.1.6提高鍋爐給水溫度
（1）停機過程中，高壓加熱器、除氧器、低壓加熱器保證全程投運，避免加熱器退出、給水溫度降低。
（2）停機過程中，充分利用直流爐啟動系統(tǒng)，增加爐水循環(huán)泵流量，提高省煤器入口給水溫度。鍋爐儲水箱水溫較高，達到蒸汽壓力對應(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機組啟動過程煙溫提升技術(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℃。汽輪機中速暖機期間，隨機投入高壓加熱器、低壓加熱器。啟動過程中，充分利用直流爐啟動系統(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，提高鍋爐各級受熱面的蒸汽溫度。優(yōu)化機組冷態(tài)啟動汽溫控制曲線。汽輪機沖車前，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。從汽輪機中速暖機開始至機組并網(wǎng)，適當(dāng)延長鍋爐升溫升壓時間，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)。若機組已完成脫硝煙氣旁路改造，鍋爐點火后，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?br /> 3應(yīng)用實例
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、制造的超臨界本生（Benson）直流鍋爐，型號為HG-1890/25.4-YM4。一次中間再熱、滑壓運行，配內(nèi)置式再循環(huán)泵啟動系統(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（240MW）。該鍋爐為單爐膛，斷面尺寸22.18m×15.63m，設(shè)計煤種為神府東勝煤，校核煤種為大同塔山煤，最大連續(xù)蒸發(fā)量1890t/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℃。
汽輪機為哈爾濱汽輪機廠有限責(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，型號是CLN600-24.2/566/566?；?zé)嵯到y(tǒng)設(shè)計有3臺高壓加器、1臺除氧器和4臺低壓加熱器。汽輪機旁路系統(tǒng)為高壓和低壓兩級串聯(lián)旁路，設(shè)計容量為40％BM-CR（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138.9t，占總煙氣的12.4%。
3.2機組停機過程煙溫提升技術(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，配合采用機組停機過程煙溫提升技術(shù)，SCR入口煙溫在機組整個停機過程均超過脫硝催化劑的最低使用溫度（300℃），實現(xiàn)了停機過程全程脫硝投入運行，詳細數(shù)據(jù)見表2。
在停機過程中，要充分發(fā)揮脫硝煙氣旁路的作用，負(fù)荷至300MW時，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。整個停機過程，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64.2℃，減少了省煤器的吸熱量，提高了SCR入口煙溫。
停機過程中，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，減少各級受熱面的吸熱比例，提高SCR入口煙溫。
3.3機組啟動過程煙溫提升技術(shù)的應(yīng)用
表2機組停機過程主要參數(shù)（采用煙溫提升技術(shù)）

為了實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝投入，在機組啟動過程中，全程應(yīng)用啟動過程煙溫提升技術(shù)。在發(fā)電機并網(wǎng)前，SCR入口煙溫已達到313.2℃，滿足脫硝催化劑最低使用溫度，實現(xiàn)了機組啟動全負(fù)荷NOX達標(biāo)排放，詳細數(shù)據(jù)見表4。
表 4 機組啟動過程主要參數(shù)（采用啟動過程煙溫提升技術(shù)）