电厂低负荷脱硝运行方式及氮氧化物的控制

郝润生

摘  要：本文通过对漳泽发电厂2×1000MW“上大压小”改扩建工程、电厂低负荷脱硝运行方式及NOx的控制技术的研究，提出本工程宽负荷脱硝采用零号高加技术方案;NOx的控制技术采用优化“脱硝装置烟气系统及氨烟气混合系统的流场、锅炉的配风方式、制粉系统风煤比、脱硝控制逻辑等”，实现对脱硝装置SCR（选择性催化还原法）反应器进出口NOx的有效控制，以确保脱硝装置安全、环保、经济运行。

关键词：脱硝  SCR装置  宽负荷  研究控制

中图分类号：X77           文献标识码：A 文章编号：1674-098 X （2020）07（c）-0112-03

Abstract： In this paper， through the reconstruction and expansion project of Zhangze Power Plant， which is 2×1000MW， the project of "putting more pressure on the larger and reducing the smaller"， study on the low load denitration operation mode and NOx control technology of the power plant， and propose the No.0 high pressure heater technology scheme for the wide load denitration of the project; the NOx control technology adopts optimization of "flow field of flue gas system and ammonia flue gas mixing system of denitration device， air distribution mode of boiler， air coal ratio of pulverizing system， denitration control logic， etc." to realize SCR （selective catalytic reduction method） of denitration device ）The effective control of NOx at the reactor inlet and outlet can ensure the safety， environmental protection and economic operation of denitration device.

Key Words： Denitration; SCR unit; Wide load; Research control

漳泽发电厂2×1000MW“上大压小”改扩建工程，为建设2台超超临界空冷燃煤发电机组。按目前的常用SCR脱硝技术，由于受到烟气温度条件的制约，燃煤火电机组在启停或低负荷运行等阶段，烟气温度低于脱硝设计的反应最低温度300℃，烟气脱硝设施无法正常投入运行。另外，根据2017年3月28日晋环监控函【2017】193号要求，启动时间原则上并网后不得超过4h。受到SCR脱硝技术烟气温度条件的制约及环保的要求，这就提出了采用宽负荷脱硝技术来满足NOx排放要求，采用何种宽负荷脱硝技术以及NOx的控制技术，这就需要结合本工程机组的设计工况及特点进行研究。

1  设备概述

漳泽发电厂2×1000MW“上大压小”改扩建工程，为建设2台超超临界空冷燃煤发电机组。采用低氮燃烧+SCR（还原剂为尿素）技术。主要性能指标：

脱硝系统入口烟气中NOx含量不大于350mg/Nm3;

SO2/SO3转化率小于1%;

氨的逃逸率不大于3ppm;

锅炉40%BMCR～100%BMCR负荷;

最低连续运行烟温：310℃;

从以上指标可以看出，SCR装置入口烟温是脱硝装置的主要指標，低负荷工况下，SCR装置入口烟温低于310℃，使得SCR装置无法正常运行，造成NOx难以控制、催化剂失活、氨逃逸增高等。因此，有必要采用宽负荷脱硝技术来满足NOx排放要求，实现最低出力以上全负荷、全时段稳脱硝来满足环保要求。

2  宽负荷脱硝技术研究

2.1 宽负荷脱硝技术研究分析

要实现SCR脱硝装置全负荷运行，技术路线主要是提高进入SCR装置烟温满足脱硝系统要求。目前，主要技术有设置零号高加、省煤器分级和省煤器烟气旁路等。

2.1.1 设置零号高加

设置零号高加技术为：机组低负荷时抽汽到零号高加加热给水，提高给水温度，提高省煤器出口烟温。原省煤器设计不变;设置零号高加及抽汽疏水管路及相关阀门;回热系统增加抽汽点等。其技术路线是提高给水温度，保持脱硝入口烟温正常工作范围。该技术可靠性好，但低负荷热耗降幅明显，适用于新建机组。

2.1.2 省煤器分级

省煤器分成两级布置，增加连接管道及低温段进、出口集箱、支吊架。一级布置在SCR 反应器的入口，另一级布置在 SCR 反应器出口。其技术路线是在机组在低负荷时，降低省煤器吸热，提高SCR 反应器的入口烟气温度，该技术炉效基本不变，可靠性较好。但该技术投资成本高、施工难度大、改造工期长，不适合老机组改造，适用于新建机组。

2.1.3 省煤器烟气旁路

该技术需要增加旁路烟道及执行机构等，其技术路线是分流烟气，是在机组在低负荷时，减少省煤器烟气侧放热，以提升 SCR 入口烟温。该技术烟温提升效果明显，易控制但该技术存在降低炉效、挡板及机构不稳定等问题，适用于老机组改造。

2.2 新建机组宽负荷脱硝主流技术的比较

从上述研究分析看，新建机组低负荷脱硝主流技术主要为设置零号高加、省煤器分级。本工程为新建设机组，现将这二种技术比较如下：

零号高加或省煤器分级两种方案SCR入口烟温，根据供货方提供的技术参数比较如表1。

根据供货方设计，本工程原设计负荷点为大于75%THA工况，SCR进口烟温为≥350℃，方具有较高的脱硝效率。原设计40%THA工况，SCR进口烟温为302℃。为保证40%THA负荷点的脱硝高效率运行，SCR进口烟温温升需在原设计升高约40℃，给水温度需温升约40℃左右。供货方提供的设置分级省煤器40%THA工况下SCR入口烟温在原设计点仅提高23℃左右，烟温提幅有限。零号高加方案40%THA工况下SCR入口烟温在原设计点提高37℃左右，效果明显。

通过以上比较可以看出，采用加装零号高加技术方案，提高给水温度，提高脱硝烟气反应温度，可满足全负荷脱硝烟气温度要求。为此，本工程在低负荷工况下，脱硝采用了零号高加技术方案，实现宽负荷脱硝。

3  NOx控制技术研究

3.1 影响SCR装置NOx排放的主要因素

（1）SCR装置流场。

SCR烟气脱硝系统各截面的烟气流场、NOx浓度场分布不均匀，将会影响脱硝装置的喷氨量，使得氨逃逸增大，易产生硫酸氢氨，使催化剂失活。

（2）SCR反应器入口NOx波动剧烈。

SCR反应器出口NOx发生波动的最直接原因是SCR反应器入口NOx的波动，这将影响SCR反应器出口NOx的控制效果。影响的因素主要为：燃烧区的温度和氧含量、负荷变化、给煤量和总风量的变化等。

（3）磨煤机的启停控制。

磨煤机的启停时会导致风煤比变化，从而引起氧量的变化，使得SCR反应器入口NOx的发生波动。

（4）脱硝控制设备原因。

CEMS小间离取样点远，从而导致SCR反应器进出口NOx测量的滞后性，使得脱硝系统喷氨量控制难以达到较好效果。

脱硝控制逻辑原因，传统的PID控制属于事后控制，对具有延时的不易以取得理想的效果。

3.2 针对影响NOx排放采取的控制技术

（1）针对SCR系统流场不均匀的问题，要优化设计反应器及烟道系统的流场、合理设计氨烟气混合系统等问题。通过烟气脱硝装置数模等手段，保证本工程对流场模拟要求。主要指标至少应满足以下要求：

入口烟气流速偏差<±15%（均方根偏差率）

入口烟气流向<±10°

入口烟气温度偏差<±10℃

NH3/NOx摩尔比绝对偏差 <5%

（2）针对SCR反应器入口NOx波动剧烈问题，精细优化锅炉的配风方式;实时监测入炉煤煤质，寻找规律，实现变煤质下，燃烧的快速优化调整;建立不同负荷炉内煤粉燃烧特性规律及最佳配风方式。

（3）针对磨煤机的启停问题，优化制粉系统风煤比及排烟氧量对各磨的总风量进行实时跟踪控制，实现安全高效的风煤比优化。

（4）针对脱硝控制设备，CEMS小间设计时，应用选择离取样点近的位置，以减少测量SCR进出口NOx测量的滞后性;对脱硝控制逻辑原因引起NOx测量的滞后问题，优化脱硝控制逻辑，变事后控制为超前预测控制，实现对SCR进出口NOx测量精准控制。

4  结语

本工程宽负荷脱硝采用零号高加技术方案，可实现提高脱硝烟气反应温度，从而满足全负荷脱硝烟气温度要求。NOx的控制技术采用采用优化“SCR反应器及烟道系统、氨烟气混合系统的流场、锅炉的配风方式、风煤比、脱硝控制逻辑”等，实现对SCR装置进出口NOx测量有效控制，以确保脱硝SCR装置安全、环保、经济运行。

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