600MW超临界机组灵活性全负荷脱硝运行技术-北极星大气网

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摘要：某电厂2×600MW超临界机组“宽负荷脱硝烟气旁路+热力系统优化”使机组在全负荷脱硝的创新实践应用。对灵活性全负荷脱硝技术进行了阐述，并结合运行控制的实践经验总结其运用的方法和重点关注的风险点。

关键词：全负荷；SCR脱硝；烟气旁路

1概述

某电厂锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进英国三井巴布科克能源公司技术制造，超临界参数变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉，型号为HG1950/25.4－YM1。汽轮机由东方汽轮机厂引进技术生产的超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热、冲动式、双背压纯凝汽式汽轮机，具有8组非调整回热抽汽，型号为N600-24.2/538/566型。

随着环保政策的不断改革，火电厂大气污染物排放标准要实现超低排放，并要求实现全负荷工况脱硝装置的投入。某电厂烟气脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，保证氮氧化物排放浓度不大于50mg/Nm3。对于采用SCR脱硝技术的火电机组，由于SCR脱硝系统装置的固有特性，对反应温度有严格要求，当脱硝装置入口烟温低于下限值时SCR脱硝系统无法正常投运，导致氮氧化物排放严重超标，因此实现全负荷脱硝达到超低排放成了技术难题。

为了解决机组启动并网前、低负荷及机组停运过程中SCR入口烟温低于下限值的脱硝退出的问题，增设了烟气旁路系统。在锅炉点火前通过冷段抽汽工业供热与#2高加投的运行优化技术来提高给水温度，结合脱硝烟气旁路来提高锅炉烟温，根据实际运行应用情况，在机组启动并网前、机组停运过程中均实现全负荷脱硝，实现了机组全负荷工况下的脱硝投入，达到超低排放要求。

2全负荷脱硝运行技术的简介

灵活性全负荷脱硝技术的关键就是要满足各工况下脱硝装置入口烟温不低于最低允许温度，保证脱硝装置的安全投运。某电厂综合考虑在不同工况下，利用烟气侧和水侧对SCR脱硝装置入口烟温的影响，创新出了“宽负荷脱硝烟气旁路＋热力系统优化”全负荷脱硝运行技术。

2.1 宽负荷脱硝烟气旁路系统

某电厂根据机组现场实际情况，并综合考虑改造的安全性，经济性等因素，选择采用抽取高温烟气加热SCR入口烟温的烟气旁路方法，而烟气旁路的关键是烟气抽取口的选择，如选择不当将无法达到设计要求。

根据锅炉尾部烟道布置空间和受热面布置形式，抽烟口可选取在省煤器入口、低温过热器管屏之间以及后烟道转向室。经核算，抽烟口若选取在省煤器入口(过热器侧)抽烟气量较多（30%BMCR工况下将抽取40%以上的烟气）且后烟道烟气量小，因此对省煤器入口区域流场扰动较大；抽烟口若选取在低温过热器管屏之间，在低负荷时尾部烟道后烟道烟气量小，无法提供足够量的高温烟气至脱硝入口。综合考虑选择在后烟道转向室处抽取部分烟气（30%MCR滑压工况抽取约10%烟气量）至脱硝入口（图1），使脱硝入口烟气温度提高至310℃，保证脱硝可以安全投运。

2.2 热力系统优化

冷段抽汽工业供热母管至#2高加加热系统：由于给水温度是影响锅炉排烟温度的重要因素之一，某电厂根据本公司机组的热力系统特点，从冷段抽汽工业供热母管引出支路供#2高加加热给水（图2），在机组启动初期，通过冷段抽汽工业供热至#2高加加热系统提高给水温度，锅炉点火前可加热炉内温度至160℃左右，同时锅炉点火升温升压过程中，通过冷段抽汽工业供热至#2高加加热持续提高#2高加出口水温使省煤器入口水温保持较高水平，减少省煤器的换热量，提高SCR脱硝装置入口烟温。

热力系统运行方式的优化：双机运行时，根据SCR脱硝装置入口烟温情况，可调整双机工业供热流量分配，在再热蒸汽温度及再热器受热面壁温不超限的情况下，可通过增加机组负荷较低机组的工业供热供汽流量、减少再热蒸汽流量，减少再热器的换热量，从而提高了SCR脱硝装置入口温度。

3灵活性全负荷脱硝技术的运行控制

根据机组不同运行工况下SCR脱硝装置入口烟温情况，某电厂灵活运用灵活性全负荷脱硝技术，提高SCR脱硝装置入口烟温，保证全负荷工况下SCR脱硝入口烟温不低于310℃。

3.1 机组启动

提高省煤器入口给水温度：在机组冷态启动过程中，锅炉上水后，首先通过辅汽供汽将除氧器水温逐渐加热至150℃，提高给水温度；锅炉上水后可逐渐暖投冷段抽汽工业供热至#2高加加热系统，将#2高加出口温度逐渐加热至180℃（必须要保证低于根据省煤器入口压力下的饱和温度，防止给水管道振动），在锅炉冲洗过程中，将锅炉螺旋管水冷壁温加热至150℃；锅炉点火后，在升温升压过程中，随着主再热蒸汽压力的升高，根据省煤器入口压力情况逐渐提高给水温度至210℃。

投入宽负荷脱硝烟气旁路提高SCR入口烟温：锅炉点火后，当SCR入口烟温大于210℃时，开始逐渐投入宽负荷脱硝烟气旁路系统，逐渐提高SCR脱硝装置入口烟温。

优化热力系统运行方式：主再热蒸汽品质合格后，暖投冷再至辅汽联箱供汽，并将#2高加供汽由冷段抽汽工业供热母管倒至本机二段抽汽供汽，减少再热蒸汽流量，从而减少再热器换热量、提高SCR入口烟温。通过以上的运行方式控制，在机组冲转前即可将SCR脱硝装置入口烟温提高至310℃以上，保证SCR脱硝喷氨正常投入。

3.2 机组低负荷运行

机组低负荷（50%BMCR以下负荷）运行，当SCR脱硝装置入口烟温低于320℃时，DCS报警“SCR脱硝装置入口烟温低”，提醒投入宽负荷脱硝烟气旁路系统，同时可以适当关小再热器、过热器烟气调温挡板，增加烟道阻力，从而增加宽负荷脱硝烟气旁路高温烟气通流量，保证SCR脱硝装置入口烟温不小于310℃。根据我厂实际运行情况，#1机组深度调峰，负荷227MW时，投入宽负荷脱硝烟气旁路可以满足SCR入口烟温平均值大于310℃。

3.3 机组滑停

投入宽负荷脱硝烟气旁路提高SCR入口烟温：在机组滑参数停机过程中，降负荷时，当SCR脱硝装置入口烟温小于320℃，提前投入宽负荷脱硝烟气旁路运行，提高SCR脱硝装置入口烟温，保证SCR脱硝装置入口烟温大于310℃；在滑参数停机过程中还可适当关小再热器、过热器烟气调温挡板，增加烟道阻力，从而增加宽负荷脱硝烟气旁路高温烟气通流量，提高SCR入口烟温。

热力系统运行方式优化：当锅炉负荷低于30%BMCR时，锅炉转湿态运行，启动炉水循环泵运行，同时保持储水箱小溢流在手动关闭状态，减少工质排放，控制循环流量回收储水箱内的工质热量加热省煤器入口水温，减少省煤器的换热量，提高SCR入口烟温。通过利用灵活性全负荷脱硝技术，实现了滑参数停机过程中脱硝系统的安全投运。

4重点关注风险点

低负荷时投入宽负荷脱硝烟气旁路运行，在升负荷时要及时退出防止SCR入口烟温过高催化剂烧结；机组冷态启动，点火前投入冷段抽汽工业供热至#2高加加热时，要保证#2高加出口水温低于省煤器入口压力下的饱和温度3~5℃，防止给水管道振动；在提高省煤器入口水温时要注意监视省煤器出口水温度，防止省煤器沸腾，影响省煤器安全；投入宽负荷脱硝烟气旁路运行时要注意SCR入口烟温温升率不超限，防止催化剂损坏。

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