全负荷脱硝技术在超临界燃煤机组的应用

陈志秋，罗国坚

(广东珠海金湾发电有限公司，广东 珠海 519000)

全负荷脱硝技术在超临界燃煤机组的应用

陈志秋，罗国坚

(广东珠海金湾发电有限公司，广东 珠海 519000)

摘要：在低负荷阶段，广东珠海金湾发电有限公司(以下简称“金湾电厂”)两台锅炉的脱硝系统因烟温低而退出运行，造成烟气污染物的超标排放。为了使低负荷时氮氧化物(NOx)的排放达到最新环保要求，金湾电厂对锅炉进行了脱硝改造：首先在锅炉尾部烟道加装了脱硝装置并对省煤器进行分级改造，然后进行低氮燃烧调整以及启停机运行的优化。改造后，烟囱出口NOx的质量浓度小于30 mg/m3(标准状态下)，40%～60%负荷阶段脱硝装置投运率100%，有效地减少污染物的排放，较好地解决锅炉因烟温低而脱硝系统不能投入运行的问题。

关键词：全负荷脱硝改造；分级省煤器；低氮燃烧调整；启停机优化；超低排放

随着对燃煤电厂氮氧化物(NOx)的排放要求越来越严格，最新版的《火电厂大气污染排放标准》已经实施[1]，燃煤电厂需要采取一系列措施来控制NOx的排放。本文对广东珠海金湾发电有限公司(以下简称“金湾电厂”)锅炉的脱硝技术改造、燃烧调整、启停机技术优化进行介绍和分析。

1设备概况

金湾电厂3、4号锅炉为上海锅炉厂设计制造的超临界燃煤、螺旋管圈直流锅炉，单炉膛、四角切圆燃烧，采用低NOx同轴燃烧系统(lowNOxconcentricfiringsystem，LNCFS)(LNCFS—III型)。配6层制粉系统及7层燃尽风(overfireair，OFA) (5层分离燃尽风(separatedoverfireair，SOFA)、2层紧凑燃尽风(close-coupledoverfireair，CCOFA))。脱硝装置为高灰型选择性催化还原(selectivecatalyticreduction，SCR)工艺，催化剂层数按2+1模式布置，初装2层预留1层，结构为平板式。

2NOx生成原理和控制技术[2]

2.1NOx生成原理

煤燃烧过程中形成的NOx有3 种：燃料型、热力型和快速型。其中快速型所占比例很小，可略去不计。热力型的NOx生成量与燃烧反应温度和氧浓度有关，是氮气在高温下直接氧化而成，高温高氧是其生成的主要原因。在温度足够高时，热力型NOx可占总量的20%左右。降低热力型生成量的措施有：避免炉膛局部高温；降低炉膛高温区的氧浓度；缩短烟气在高温区的停留时间。

燃料型的NOx在几个类型中份额较大，是NOx的主要来源，在挥发物燃烧及焦炭燃烧过程中均能产生这种现象，其生成量与火焰附近的氧浓度有关：在氧化气氛下，挥发分氮直接被氧化成NOx；在还原气氛下，挥发分氮可将部分已生产的NOx还原成N2。通常燃料型NOx占总量的60%～80%，而挥发分燃烧生成的NOx又占其中的60%～80%。挥发分的燃烧主要发生在煤粉燃烧初期，因此应在煤粉火焰核心区域营造一种还原气氛，即欠氧富燃区来减少NOx的生成。

2.2NOx控制技术

电厂锅炉燃烧产生的NOx污染排放控制技术主要有以下两种方式：

a) 采用低氮燃烧技术来减少NOx生成。这种方法主要依赖燃烧设备和燃烧技术的进步，通过改进工艺和设备、改进燃烧来降低燃料燃烧过程中NOx的生成，该方法脱硝效率有限，如果燃烧器性能不好，往往会降低热效率，使得不完全燃烧热损失增加。目前，采用各种低NOx燃烧技术一般可以使NOx的排放量降低30%～70%，挥发分越高的煤，NOx的排放量降低越多，但若要使烟气中NOx的含量有更大程度的降低，还须采用烟气脱硝技术和研究新的低NOx燃烧技术。

b) 采用烟气脱硝技术来减少NOx排放。常用的烟气脱硝技术是SCR和选择性非催化还原(selectivenon-catalyticreduction，SNCR)，这两种方法都是通过在烟气中加入氨或尿素溶液等还原剂，在一定温度下与烟气中的氮氧化物发生还原反应，生成无害的氮气和水，不同之处是前者有催化剂的参与，催化剂的参与降低了反应温度(由不加催化剂时的1 000 ℃左右降至300～380 ℃或更低)，并提高反应效率。

3脱硝技术应用和优化

3.1低氮燃烧技术的应用

金湾电厂3、4号锅炉采用低NOxLNCFS，其技术特点主要有：

a) 强化着火煤粉喷嘴，能使火焰稳定在喷嘴出口一定距离内，使挥发分在富燃料的气氛下快速着火，保持火焰稳定，从而有效降低NOx的生成。煤粉喷嘴四周布置有周界风，将煤粉分级燃烧减少NOx的生成。

b) 每相邻两层煤粉喷嘴之间有一层辅助风喷嘴，采用同心切圆燃烧方式(concentricfiringsystem，CFS)，部分二次风气流在水平方向分级，在始燃阶段推迟了空气和煤粉的混合，NOx形成量少。

c)LNCFS通过在炉膛的不同高度布置CCOFA和SOFA，将炉膛分成3个相对独立的部分：初始燃烧区、NOx还原区和燃料燃尽区。每个区域的过量空气系数由3个因素控制：总的OFA风量、CCOFA和SOFA风量的分配以及总的过量空气系数。这种改进的空气分级方法通过优化每个区域的过量空气系数，在有效降低NOx排放的同时能最大限度地提高燃烧效率。

3.2全负荷SCR脱硝技术

3.2.1SCR脱硝技术改造

根据最新环保政策和实际生产需求，金湾电厂3、4号锅炉烟气脱硝系统采用龙净环保股份有限公司提供的SCR的烟气脱硝技术。3、4号锅炉的脱硝工程采用EP+C(设计供货由一家单位承包，施工由另一家单位承包)建设模式，采用高灰型SCR工艺，催化剂层数按 2+1模式布置，即初装 2 层预留 1 层， 在设计工况、处理 100%烟气量、在布置 2 层催化剂条件下脱硝装置的脱硝效率均不小于 80%。如图1所示。

1—锅炉；2—省煤器；3—喷氨格栅；4—SCR催化剂；5—空气预热器；6—电除尘；7—脱硫塔；8—烟囱；9—混合器；10—氨缓冲槽；11—氨蒸发器；12—液氨储罐；13—稀释风机。图1　金湾电厂3、4号锅炉SCR系统

SCR脱硝技术原理：从锅炉省煤器来的烟气经SCR装置入口补偿器、喷氨格栅、反应器入口补偿器，然后进入反应器内(无旁路烟道)， 还原剂(氨)在催化剂的作用下与烟气中的NOx反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx，经处理后的烟气直接进入锅炉空预器内[3-4]。SCR化学反应公式和原理图(如图2所示)如下：

4NO+4NH3+O2→ 4N2+6H2O；

4NH3+6NO→ 6H2O+5N2；

8NH3+6NO2→ 12H2O+7N2；

NO+NO2+2NH3→ 2N2+3H2O.

图2　SCR反应原理

SCR脱硝系统催化剂的工作温度是在一定范围的，温度过高(超过450 ℃)时催化剂会加速老化；当温度在 300 ℃左右时，在同一催化剂的作用下，会发生另一副反应，反应如下：

2SO2+O2→2SO3；

NH3+H2O+SO3→NH4HSO4.

即生成氨盐，该物质黏性大，易黏结在催化剂和锅炉尾部的受热面上，影响锅炉安全运行。因此，原则上在催化剂环境的烟气温度在 305～425 ℃之间时方允许喷射氨气进行脱硝。为了提高脱硝投运率，金湾电厂根据催化剂厂家提供的资料进行了相关允许喷氨温度进行修正，在SO2浓度低时对应喷氨温度也降低，最低为 293 ℃。

3.2.2分级省煤器的应用

由于金湾电厂经常参与调峰，尤其是非用电高峰时深度调峰，低负荷时烟气温度不能满足脱硝投运要求，造成脱硝系统退出运行，NOx排放超标，难以满足全负荷工况下的低NOx排放要求[5-7]。因此金湾电厂进行了省煤器受热面分级改造，如图3所示。

1—锅炉；2—分隔屏过热器；3—末级过热器；4—再热器；5—高温省煤器；6—空气预热器；7—SCR反应器；8—低温省煤器；9—电除尘。图3　省煤器受热面分级改造

改造原理：在进行热力计算的基础上，将原有省煤器部分(靠烟气下游部分拆除)，在SCR反应器后增设一定量的省煤器热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口温度在305 ℃以上的目的。烟气通过SCR反应器脱氮之后，进一步通过SCR反应器后的省煤器来吸收烟气中的热量，以保证空气预热器进、出口烟温基本不变，即在保证SCR最低稳燃负荷以上所有负荷正常投运的同时，保证锅炉的热效率等性能指标不受影响。

3、4号锅炉通过省煤器受热面的分级改造后，将进入SCR的烟气温度提高了约45 ℃，在额定负荷时进入脱硝设备的烟温为 385 ℃，最大负荷时烟温不超过 400 ℃，在42%负荷250MW时进入脱硝设备的烟温在320 ℃以上。这样既可满足脱硝设备对烟气温度的要求，又不会造成排烟温度上升、锅炉效率降低。改造后气温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状。

在以上SCR改造和省煤器分级改造后，在250～600MW可持续调峰负荷阶段，金湾电厂3、4号锅炉可保持脱硝系统全程投入，并将脱硝效率保持在85%以上，极大地减少了NOx的排放。

3.3脱硝NOx排放调整优化

金湾电厂预计在2016年污染物排放浓度要全部优于国家特别排放标准，SO2的质量浓度(以下简称“浓度”)不超过35mg/m3(标准状态下，下同)，NOx浓度不超过50mg/m3，粉尘浓度不超过 5mg/m3，实现燃煤机组“到达燃机排放标准”，即“近零排放”。为了降低机组的NOx排放，提高机组环保性能和减轻环保设备运行压力，从影响NOx产生各个因素入手，对4号锅炉进行燃烧调整试验，得到了各负荷段最佳运行方式。燃烧调整的主要内容包括：SOFA调整、氧量优化调整、偏置风和燃料风的调整等。

a)SOFA风量的调整：维持机组运行方式不变的情况下，通过改变SOFA风量，分析受热面的壁温分布的变化，同时观测对锅炉汽温、结焦特性及NOx的影响，综合分析得出该负荷下的最佳SOFA风量。

b) 氧量优化调整：首先测量省煤器出口(即SCR入口)氧量，并与分散控制系统(distributedcontrolsystem，DCS)进行对比后得出氧量修正系数，并将修正后的氧量系数置入DCS中。其次通过变氧量试验，在机组负荷300～600MW之间，通过手动偏置降低氧量设定值，了解氧量变化对NOx排放、风机电流、灰渣含碳量、飞灰含碳量、锅炉排烟损失、锅炉热效率的影响，确定锅炉效率最高的氧量值，并对氧量曲线进行相应的修改。

c) 燃料风、偏置风的调整：维持锅炉负荷、磨煤机投运方式、氧量及其余二次风门不变的情况下进行变偏置风调整试验，观察偏置二次风和燃料风的变化对锅炉壁温偏差、锅炉汽温、结焦特性及NOx的影响[8-9]。

在经过以上调整试验后，得出了机组在各负荷阶段的最佳运行方式，并将其置入DCS曲线中，炉膛与二次风箱差压修改函数见表1、SOFA修改函数见表2、风量修改函数见表3。

表1炉膛与二次风箱差压修改函数

风量设定值/%修改前差压设定值/Pa修改后差压设定值/Pa038035047.3442040058.0256050063.7060056077.5578065082.12820690

注：风量设定值为额定风量的百分比，下同。

表2　SOFA风修改函数

注：SOFA1指1号SOFA风门，其他类似。

表3风量修改函数

负荷1/MW修改前风量%负荷2/MW修改后风量%232.3046.01232.3044.01272.8554.63255.8047.58300.0060.40312.9053.9409.2073.50399.5065.23500.0084.50498.6078.50545.7088.59548.3083.50600.0093.45602.6090.30

注：负荷1和负荷2为试验过程中记录的两个基本相同的负荷，由于试验过程存在一定偏差，两者数值近似相等，可视为同一负荷。

从表1和表2可以看出，风箱差压在低风量的时候设定比以往更低，SOFA开度比以往更大，这在低负荷总风量一定的情况下，增加了二次风门的开度，适当增大SOFA开度，降低主燃烧区域氧量，可减少NOx的生成。

根据氧量优化调整试验结果，还做了相应的风量优化函数，从表3可以看出，修改后的风量比原风量减少了2%～7%，进一步降低了主燃烧区域的氧量，最大限度地控制NOx的生成。

经过以上燃烧调整优化后，在低负荷阶段金湾电厂4号锅炉SCR入口处NOx平均浓度由负荷为250MW时的306mg/m3下降至150mg/m3，显著减少了SCR系统的喷氨量，减少了空气预热器堵塞的风险，并使SCR出口NOx排放量一直保持在30mg/m3以下，调整前后的效果如图4和图5所示。

图4　燃烧调整前4号锅炉NOx排放情况

图5　燃烧调整后4号锅炉NOx排放情况

3.4启停机技术优化调整

由于受到脱硝催化剂反应温度的限制，在启停机阶段(负荷为0～250MW)脱硝系统仍旧无法保持运行，根据国家环保标准《火电厂大气污染物排放标准》限值要求以及《广东省排污许可证管理办法》规定： 自2014年7月1日起排放的NOx浓度超过500mg/m3(小时平均值，下同)或半年内两次以上超标排放浓度超过 300mg/m3，以及月平均浓度超过 100mg/m3，就吊销排污许可证。为了减少污染物的排放，必须对机组的启停方式进行优化，以满足环保要求。因此，金湾电厂在启机阶段采取了以下优化调整措施，以改善污染物的排放[10]。

3.4.1启机阶段

a) 降低锅炉启动给水流量100t/h，减少启动燃料的消耗，减少启机过程中污染物的排放，机组并网后恢复正常给水流量。及时投入辅汽加热除氧器，当机组四段抽汽压力大于0.2MPa时，将除氧器的四段抽汽源投入，提高给水温度；高压加热器(以下简称“高加”)随机滑启滑停，当再热器压力升至0.1MPa、温度300 ℃时，逐步全开2号高加抽汽电动阀，危急疏水阀开启，投入2号高加提高给水温度。汽轮机挂闸后1号、3号高加随机滑启，以提高给水温度，减少锅炉水冷壁吸热，提高烟气温度。

b) 在锅炉升温升压期间用辅汽对A/B汽泵进行冲转暖机，四段抽汽压力大于0.4MPa时将给水泵汽轮机汽源切至4号抽供，并将A/B汽泵并入给水，提高给水流量，尽快提高机组负荷，当烟温合适时投入脱硝系统运行。由于煤种对锅炉NOx排放有明显的影响，含氮量高、灰分高、挥发分低的煤种一般NOx排放会较高，反之会较低。按照启机计划和煤场沟通上煤计划，启机时安排上低含氮量、低灰分、高挥发分、热值高的煤种，以减少NOx等污染物的排放。

在按照以上优化策略调整后，4号机组启动阶段的污染物排放得到了很好的控制， 在2015年10月对4号机组启动期间，NOx排放浓度控制在500mg/m3以下，未超过广东省排污许可标准。从4号机组并网到脱硝系统投入仅用1.5h，脱硝系统投入后NOx排放值在30mg/m3以下，大幅缩短了高污染物排放的时间，减少了NOx排放总量，4号机组启动过程污染物排放情况如图6所示。

图6　2015年10月4号机组启机时污染物的排放情况

3.4.2停机阶段

a) 机组开始减负荷至250MW，然后进行厂用电切换，启动备用电动给水泵，逐台停运磨煤机，直至剩最后三台磨煤机，根据SCR入口烟温情况继续降低机组负荷，当机组负荷已经降低至接近脱硝退出，停止降负荷(通常负荷在220MW左右)，停运第4台磨煤机，保持两台制粉系统运行，保持等离子系统运行。

b) 快速退出高、低加汽侧运行，高加在机组即将解列前执行，退出时间不宜过久，防止SCR入口烟温下降过多，造成脱硝退出。关闭A/B给煤机进口闸板门，当A/B给煤机跑空时，手动打闸汽轮机，锅炉主燃料跳闸(mainfueltrip，MFT)，发电机解列。由于高、低加刚解列不久，给水温度未大幅下降，且机组负荷维持在230～250MW，烟气温度相对来说还比较高，在停机过程中实现了脱硝系统的全程投入，环保数据全程不超标的新记录。

在采用以上优化调整措施后，3号机组整个停机过程中NOx的排放一直保持较低的水平，小于50mg/m3，符合广东省排污许可标准，显著减少污染物的排放，污染物排放情况如图7所示。

图7　2015年10月3号机组停机时污染物的排放

4结束语

通过对金湾电厂3、4号锅炉脱硝系统的改造和燃烧调整、启停机优化等一系列措施，成功在全负荷工况下实现脱硝系统连续运行，有效降低了锅炉SCR入口NOx平均浓度，明显减少喷氨量，降低了空预器堵塞的风险，减轻了环保设备运行压力。在启停机阶段，通过一系列的优化措施，有力地控制了NOx等污染物的排放平均浓度值和缩短污染物排放时间和总量。

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ApplicationofFullLoadDenitrationTechnologyinSupercriticalCoal-firedUnit

CHENZhiqiu,LUOGuojian

(GuangdongZhuhaiJinwanPowerGenerationCo.,Ltd.,Zhuhai,Guangdong519000,China)

Abstract：In the stage of low load, denitration systems of two boilers in Guangdong Zhuhai Jinwan power generation co., ltd. ( hereinafter referred as Jinwan power plant) was out of service due to low gas temperature which caused discharge beyond standards of flue gas pollutants. In order to ensure emission of NOx satisfy the newest environmental protection requirement at the time of low load, Jinwan power plant conducted denitration transformation for the boiler which was firstly to add denitration device for the tail flue of boiler and carry out classification transformation for the economizer, then make adjustment for low nitrogen combustion and optimization on start and stop of the unit. After transformation, per hour average material quality concentration of NOx at the exit of chimney is less than 30 mg/m3 in standard condition and operational percentage of denitration device in 40%～60% load stage reaches to 100% which effectively reduces emission of pollutants and well solves the problem of the denitration system being unable to be put into operation for reason of low gas temperature.

Key words：full load denitration transformation; staged economizer; low nitrogen combustion adjustment; optimization on start and stop of unit; ultra low emission

收稿日期：2015-11-16

doi:10.3969/j.issn.1007-290X.2016.05.006

中图分类号：TK227

文献标志码：A

文章编号：1007-290X(2016)05-0026-06

作者简介：

陈志秋(1985)，男，广东韶关人。工程师，工学学士，现从事火力发电厂集控运行工作。

罗国坚(1983)，男，广东云浮人。助理工程师，工学学士，现从事火力发电厂集控运行工作。

(编辑王朋)