关于锅炉SCR 全负荷适应性改造的探讨

胡 蓉

广东惠州平海发电厂有限公司

介绍了目前各电厂通常采用的提高SCR装置负荷适应性的几种方案，并对这几种方案的优缺点进行了对比。

1 前言

火电厂SCR 烟气脱硝装置用于脱除烟气中氮氧化物（NOx），该类技术通过将氨（NH3）作为还原剂喷入烟气中，使还原剂与烟气中的NOx 发生还原反应，生产无害的氮气和水，从而达到脱除氮氧化物的目的。但是，脱硝装置的投运要求其进口烟温在320℃～420℃范围内，否则将会影响锅炉的热效率，造成空预器换热元件堵塞和低温腐蚀等。

国家环保标准要求燃煤锅炉的NOx 排放必须小于100mg/Nm3，且广东省的环保（广环函2012-1068号文件）要求锅炉正常运行时从最低稳燃负荷和锅炉最大连续蒸发量（BMCR）之间任何工况下都必须满足此排放限制的要求，也就是说，在所有机组正常运行工况下，脱硝装置都必须投入运行。而在电厂实际运行中，尤其是在500MW 以下的低负荷运行时，因省煤器出口烟温较低（低于320℃），不能满足脱硝装置安全投运的要求。脱硝无法投运，排放很难达到国家环保法规的要求。因此对锅炉进行SCR全负荷适应性改造是非常必要和迫切的。

2 SCR 全负荷适应性改造方案

提高SCR 装置的负荷适应性，通常采用的有四种方案，即设置省煤器旁路烟道、设置省煤器水侧旁路、热水再循环和省煤器分级改造。除以上四种方案外，目前也有电厂采用了新型汽轮机回热系统改造的方法来提高SCR装置的负荷适应性。

设置省煤器旁路烟道

该方案的通过在烟气进入省煤器的位置的烟道后墙壁上开孔，抽一部分烟气引至SCR 入口烟道处，在低负荷时，通过抽取较高温度的烟气与省煤器出口过来的烟气混合，使低负荷时SCR 入口处烟气温度达到320℃以上。

设置省煤器水旁路

该方案的通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至省煤器出口集箱，减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器从烟气中吸收的热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。

热水再循环

热水再循环方案为省煤器水旁路进一步发展方案。第一部分也是的通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至省煤器出口集箱，减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器从烟气中吸收的热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。第二部分再通过热水再循环系统将热水送入省煤器，提高省煤器进口水的温度，降低省煤器冷却烟气温度的能力，从而进一步提高省煤器出口烟气温度。

省煤器分级设置

省煤器分级方案是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 反应器后增设一定的省煤器受热面。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320℃以上的目的，以保证SCR 可以在最低稳燃负荷以上所有负荷正常运行。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，在保证SCR 最低温然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。

新型汽轮机回热系统改造

新型汽轮机回热系统改造方案的原理是在补汽阀后选择一个合适的抽汽点，增加一路抽汽（高压转子第4级后），与原第一级抽汽（高压转子第12 级后）并联接入一号高压加热器。在机组低负荷时，通过投运新增的一路抽汽，关闭原第一级抽汽，通过调节门控制加热器入口压力基本不变。低负荷时加热给水温度，提升省煤器出口烟温，从而保证低负荷时SCR 催化剂能够安全稳定连续运行，实现全负荷脱硝的功能。这种方案受汽轮机型式等限制目前还未得到普遍采用。

3 几种改造方案的对比

下面将某电厂1000MW 机组参数为例来对几种改造方案的优缺点进行探讨。

设置省煤器旁路烟风方案

根据下表的计算结果，旁路掉40%的低过侧省煤器烟气流量，可以满足提高省煤器出口烟气温度的到320℃以上的目标。

安全可靠性方面，如果烟气挡板的密封性能变差，可能在高负荷时有部分高温烟气从旁路烟道泄露，直接进入SCR 装置，这时烟气温度将会出现高于催化剂最高允许温度的风险，对于催化剂来说，将带来致命的破坏；同时，由于在后烟井设置抽烟气口，将会对后面整个流场带来影响，省煤器的换热可能会出现较大的偏差，同时，高温烟气被旁路掉，导致省煤器吸热不足，可能对整个汽水系统的热量分配带来较大的不利影响，影响锅炉的出力、效率，直至锅炉的稳定性。如果长期不在低负荷运行，也就是挡板门处于常闭状态，可能会导致积灰、卡涩打不开，而在不需要打开的时候，却无法密封，性能非常不稳定。

表1 省煤器旁路烟道方案计算汇总表

表2 设置省煤器水旁路方案计算汇总表

对锅炉效率的影响上，从表1 可见，在满足SCR 入口烟气温度的工况下，锅炉排烟温度达到126℃，相比原设计排烟温度103℃，提高了23℃，锅炉的热效率将会降低约1.2%对机组的经济性影响较为明显。

设置省煤器水旁路方案

从表2 可以看出，在350MW 负荷时，旁路掉50%的给水流量，可以使省煤器出口烟温提高23℃，此时，SCR 进口的烟气温度才刚刚达到317℃，没有达到320℃的目标。如果电厂需要调节烟温温度较低（10℃以内）的情况可采取本方案。

安全可靠性上，在旁路掉50%的情况下，低过侧省煤器出口水温为316℃，仅比该工况饱和温度321℃低5℃，没有足够的过冷度，省煤器在运行过程中将会出现汽蚀，严重威胁省煤器的安全运行。所以，在保证安全的情况下，只能采用20%的旁路方案，可以提高烟气温度10℃到304℃。本方案仅可以满足450MW 负荷下，烟气温度达到320℃的要求。

对锅炉效率的影响上，450MW 负荷下导致排烟温度升高约10℃，影响机组经济性（热效率可能降低0.5%）。

热水再循环方案

由省煤器水旁路方案可知，此方案为其升级版，可以进一步提高省煤器出口烟气温度。达到预期的效果。如采用此方案，省煤器出口的介质温度将比省煤器水旁路方案更高，达到或更接近该工况饱和温度321℃，没有足够的过冷度，省煤器在运行过程中将会出现汽蚀，严重威胁省煤器的安全运行。所以，在保证安全的情况下，采用20%的旁路方案，可以提高烟气温度20℃到314℃。本方案仅可以满足400MW 负荷下，烟气温度达到320℃的要求。

省煤器分级方案

改造效果上，锅炉从BMCR 负荷降至350MW 负荷，分隔烟道二侧省煤器出口混合后的烟温完全可以满足脱硝设备要求的工作烟温范围内，可确保脱硝设备在各负荷下的正常投运。

`省煤器分级方案由于没有增加多余的设备，仅仅将省煤器分成两级，所以安全可靠性与改造前基本一致。且省煤器分级后，从BMCR 负荷到350MW 负荷，锅炉的排烟温度都和改造前是一样的，锅炉效率没有降低，对机组的经济性运行没有影响。并且对锅炉的运行方式也没有任何影响。在保证空气预热器等设备安全的情况下，可以在SCR 下方布置更多的省煤器，可以进一步降低锅炉的排烟温度，提高锅炉BMCR-350MW 负荷下的锅炉效率，带来改造后的额外收益。

设置新型汽轮机回热系统方案

新型汽轮机回热系统改造方案，也可以解决SCR 在机组低负荷不能投运的难题，提高机组低负荷下省煤器入口的水温，使其出口烟气温度相应上升，保证在机组AGC 可调负荷范围（35%～100%额定负荷）内均能够投运SCR 脱硝系统，并使催化剂处于高效区运行。但此方案适用范围小，仅适用于1000MW 或660MW 超超临界带有补汽阀的机组，目前还未得到大量采用，改造后是否还存在其他问题还有待验证。

4 结束语

综合来看目前比较成熟可靠的方案是省煤器分级改造，此方案目前已有多个电厂采用，但初期投资成本较大。

随着我们国家的不断发展，人民对生活环境的要求在不断提高。所以，国家对环境保护的力度也在不断加强。更高的排放要求势必对火力发电厂带来较大的影响。为了满足现在的环保要求，各火力发电厂也在不断调研探索，寻求更加经济可靠的SCR 全负荷适应性的改造方案。