火力发电厂宽负荷脱硝技术探讨

北极星环保网讯:摘要：地区电力市场供大于求，机组需要进行深度调峰，采用天然气尾部烟道补燃及炉膛稳燃技术进行改造，实现宽负荷脱硝，达到环保要求。

关键词：火电厂；深调峰；环保；宽负荷脱硝

近几年，吉林省乃至东北电力市场供大于求的矛盾日益突出，火电机组利用小时持续下降，计划手段已不能解决电网低谷调峰的困难，火电机组深度调峰迫在眉睫。发电侧与用户侧发力，双向缓解热电矛盾，促进大气污染防治，激励供热机组开展灵活性改造，进行更深度调峰。

2016年6月28日，国家能源局综合司文件（国能综电力(2016)397号）《国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》：为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，在全面满足深度低负荷运行的情况下，环保指标达标。虽然现阶段对于锅炉启动阶段并未出现明文规定，但部分省市已经开始对锅炉启动、停运阶段NOx排放超标进行处罚。同时，随着环保压力的日益严重，环保厅对于排放超标的处罚会越来越严重。机组参与深度调时，机组脱硝系统的正常投入存在问题，环保指标不达标。

1机组现状

某电厂机组锅炉为上海锅炉厂生产的SG-1025/17.5-M889型亚临界压力中间一次再热自然循环锅炉，单炉膛∏型紧身封闭布置，固态排渣，平衡通风，高强度螺栓全钢架悬吊结构。配有WR水平浓淡低氮燃烧器。炉膛宽11890mm，深12800mm，高49658mm，宽深比为1:1.076，炉膛和包覆过热器由气密性良好的膜式壁组成。

后烟井为并联双烟道，两烟道的烟气在调温挡板后混合进入两台并列的三分仓容克式回转空气预热器，再经由除尘器后被引风机排至脱硫系统及烟囱。锅炉配有4套钢球磨，采用中间储仓式热风送粉系统，配有16台给粉机，通过ABCD四层每份管道和两层三次风接至锅炉四角燃烧器，燃烧器风箱中设有三层共12支启动及助燃简单机械雾化油枪，12根油枪的总出力可达30%BMCR。

在B层煤粉燃烧器内设有4支空气雾化启动小油枪。烟气脱硝装置采用选择性催化还原法(SCR)工艺。SCR脱硝反应器布置在省煤器与空预器之间，双烟道双反应器布置,蜂窝式催化剂,用液态纯氨NH3作还原剂。

深度负荷灵活性试点项目要求电厂在~25%BMCR负荷以上工况，锅炉能实现稳定燃烧、环保达标，也就是说，机组此负荷段内脱硝装置必须运行。机组拟满足在包括点火启动、停运及各个负荷运行时排放达标，单就控制氮氧化物的排放而言，技术上要求锅炉内进入SCR反应器的烟气温度最低不小于300℃。由于锅炉启动阶段省煤器出口烟温远低于300℃，无法满足SCR脱硝装置催化剂最低安全投运温度的要求，将被迫停止喷氨，脱硝装置退出。

2宽负荷脱硝改造必要性

为实现机组深度调峰，保证锅炉启动及停运阶段内确保脱硝设备SCR正常投运，拟进行宽负荷脱硝烟道补燃及炉膛稳燃技术改造（同时进行低温省煤器改造），保证机组锅炉在启动和停运阶段在内的各个负荷范围内SCR入口烟气温度在300~400℃之间，且具有较高的煤质及环境温度变化的适应性。

3改造可行性方案

采用天然气尾部烟道补燃及炉膛稳燃技术，在SCR入口烟道处增设部分燃气喷枪，喷枪内主要通入可燃气体。燃气通过喷枪进入SCR入口烟道后，通过小气枪点燃大气枪，燃气燃烧后产生热量，加热原烟道内烟气，使启炉阶段SCR催化剂入口烟气温度达到310℃以上，保证催化剂的催化效率，使锅炉在启炉、停运阶段NOx排放量低于50mg/Nm3。随着锅炉启停过程的进行，炉内温度的升高（降低），锅炉风烟系统温度升高（降低），SCR入口温度也逐渐升高（降低），此时天然气消耗量会逐渐降低（增加）。

当锅炉启动带到一定负荷时，炉内风烟系统温度达到锅炉正常运行要求，此时可停止补燃系统，保证脱硝效率。而当锅炉停运过程中，锅炉负荷降低到一定程度，烟气旁路或其他手段不能满足SCR入口烟气温度要求，此时开启烟道补燃系统，后根据烟气温度逐渐增加燃气量，最终完成停炉，同时保证锅炉SCR入口温度一直处于合理范围内，确保将NOx排放量控制在合理水平。

将每台锅炉微油燃烧器上一层一次煤粉燃烧器更换安装布置兼有主燃烧器功能的微气点火煤粉燃烧器，共计4只。在锅炉点火和稳燃期间，微气点火煤粉燃烧器具有点火和稳燃功能；在锅炉正常运行过程中，微气点火燃烧器具有原煤粉燃烧器的功能。微气点火煤粉燃烧器应包括小出力气枪、配风筒、燃烧室、点火装置、紫外火检装置等。气枪采用高压雾化的方式，点火装置采用高频离子点火，检测小气枪火焰采用紫外火检装置。

所有管路根据燃气设计规范的要求，进锅炉厂房设计总的关断阀，铺设的管道系统需要吹扫，采用氮气吹扫，及压缩空气作为检修用气。在初次通天然气之前，考虑安全，先置换出管道内的空气，避免天然气与空气中的氧气形成可燃性混合物，可能造成内燃或爆炸，采用了氮气置换，需要设计氮置换系统。由于天然气气体中含有一定的水蒸汽，在长期运行过程中，可能会在燃气管道的底部形成液态水，因此在系统的低点处设计排水口。工程改造含设计、供货、安装调试等相关一切服务工作，并通过相关管理部门的验收，天燃气管道建设另行设计安装。

4运行费用估算

根据锅炉冷态启动曲线，锅炉启动5h后达到50%负荷，因此从锅炉启动点火到SCR入口烟温到达310℃时间暂按照5h计算，在该过程中天然气用量逐渐减少，从最初的4000Nm3/h逐渐减少至0，为简化计算，假设整个锅炉启动阶段天然气消耗量呈线性关系逐渐减少，整个启动阶段天然气总用量约为：（4000+0）×5÷2=10000Nm3

工业天然气价格按3.8元/Nm3计算，整个启炉阶段天然气补燃系统所需运行费用约为：

10000×3.8=38000元。

当锅炉采用温态及热态启动时，运行费用要低于冷态启动所需费用。锅炉停运阶段运行费用与锅炉启动阶段运行费用计算方法类似。全年烟道补燃系统运行费用与锅炉每年启停次数有关。

5总体预期效果

该方案采用天然气燃烧释放的热量加热锅炉启动或停运阶段较低温度的烟气至310℃，以满足SCR脱硝系统的要求。该技术方案主要在锅炉尾部烟道（省煤器出口至SCR入口段连接烟道）位置增设天然气喷枪，对该段烟道进行改造，内部增设预燃室，防止高温火焰对烟道造成不利影响。

同时在锅炉微油燃烧器上一层一次煤粉燃烧器更换安装布置兼有主燃烧器功能的微气点火煤粉燃烧器，微气点火煤粉燃烧器具有点火和稳燃功能；在锅炉房及厂区内设置天然气管道，用以输送天然气至燃气喷枪。同时将各阀门等控制系统接入现DCS系统实现自动控制。

按照当地2016年调峰政策，参与第一档调峰：即负荷不低于120MW时，烟温可达265℃，将烟温提至310℃，每小时耗气1000吨左右，每天调峰6小时，全年调峰150天，合计耗气90万Nm3，每方气3.3元，合计300万元，加上改造投资，共约670万元。参与第一档调峰，每小时调峰量为24MW，每度电0.4元，每天调峰6小时，全年调峰150天，合计收入864万元。改造投运后十个月便收回当年的全部投资（改造及燃气投入），以后每年获得450万元的收益。如果参与第二档调峰，投资回报时间更短。

6结束语

综上所述，采用天然气烟道补燃及炉膛稳燃技术可以避免因锅炉启动、停运阶段因SCR入口烟气温度达不到310℃造成的NOx排放量超标；还可以加快锅炉风烟系统升温速度，加快锅炉启动速度，方便锅炉点火及稳定燃烧，使锅炉更快并网运行。

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