600MW燃煤机组低负荷脱硝改造实施方案

齐 玄 刘建彬

（1河南省电力勘测设计院河南郑州450000 2鹤壁鹤淇发电有限责任公司河南鹤壁458000）

600MW燃煤机组低负荷脱硝改造实施方案

齐 玄1刘建彬2

（1河南省电力勘测设计院河南郑州450000 2鹤壁鹤淇发电有限责任公司河南鹤壁458000）

基于环保要求的提高，指出600MW燃煤机组全负荷脱硝技术改造实施的具体路线。

旁路烟道；脱硝装置；省煤器

1 背景

随着国家环保排放标准执行越来越严格，国家环保部已经提出，今后对机组低负荷阶段，脱硝系统不能投入造成的氮氧化物排放超标也要进行处罚。当脱硝装置入口低于320℃时，考虑到对催化剂寿命的影响，脱硝系统会停止喷氨。

目前，由于机组负荷率比较低，脱硝系统自动退出运行的现象比较频繁，很多电厂脱硝退出的时间甚至会多于300h。电厂因而受到国家环保部的通报及环保部门的处罚且享受不到脱硝电价。因此，低负荷脱硝投运改造是很多电厂目前面临的最主要的问题。

2 工程概况

该项目现为2×600MW级燃煤发电机组，锅炉采用东方锅炉（集团）股份有限公司生产的DG-1900/25.4-II1型超临界变压直流炉，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，工程于2008年建成投运。

2013年两台机组进行了脱硝改造，采用SCR脱硝装置，“2+1”层布置方式，脱硝效率为81%。脱硝装置入口NOX含量按500mg/Nm3进行设计，脱硝装置出口NOX含量为95mg/Nm3。催化剂选用20孔，内径为6.72mm，壁厚为0.7mm，模块尺寸为1906 ×966×1170的蜂窝式催化剂。

本项目脱硝系统最低运行温度为320℃，2014年度，脱硝系统退出约280h，不能满足国家相关环保要求。

3 工程改造方案

3.1 提高脱硝入口烟温的措施

为满足锅炉低负荷脱硝装置的正常运行要求，采取提高脱硝装置入口烟温的措施主要有：（1）设置省煤器烟气旁路；（2）设置省煤器水旁路；（3）省煤器分级布置。通常主要采用的是设置省煤器烟气旁路，可提高低负荷SCR入口烟温在20℃~40℃左右。

（1）省煤器烟气旁路特点：优势：调节灵活，调节范围大，对锅炉运行无大的影响。不足：占用空间大、布置有一定难度。

（2）省煤器水旁路特点：优势：省煤器水管路尺寸小、便于布置，旁路水量采用调节阀控制方便可靠。不足：旁路水量大，调节范围小，并受限于省煤器运行的安全性。

（3）省煤器分级改造：优势：对锅炉运行无影响；不降低锅炉效率。不足：改造投资比较大；受改造位置、钢架强度、设备基础条件限制。

根据热力计算，锅炉在低负荷运行时，SCR入口烟温为306℃，要达到SCR入口烟温达到320℃，对机组增加省煤器旁路烟道，从低过出口引入431℃的高温烟气，可使SCR入口烟温达到320℃，以达到脱硝运行要求。

当采用省煤器分级布置时，SCR出口烟道难以布置省煤器受热面，且需对脱硝反应器下部钢架、烟道及基础进行加固，此方案改造难度大，工期长，投资大。本工程不推荐采用。

本项目推荐采用旁路烟道方案。

3.2 旁路烟道改造方案

一般而言，旁路烟道入口位置可选在以下几个位置：（1）后包墙一、二级省煤器之间；（2）后包墙低过出口和省煤器进口之间；（3）后包墙低过进口处。

根据锅炉整体布置和烟温情况，本工程旁路烟道入口布置在后包墙低过出口和省煤器进口之间。因SCR装置入口烟道水平段布置有压缩空气管道，旁路烟道只能引入SCR入口烟道垂直段（具体位置还将根据SCR装置入口烟道及管道附件布置而定）。

本工程旁路烟道烟气设计流速≤15m/s，旁路烟道入口截面尺寸为8550mm×1200mm，烟道出口截面尺寸为13000mm× 1200mm。

根据锅炉低负荷运行工况数据，省煤器上组进口烟温（低过侧）431℃，省煤器下组出口烟温（低过侧）278℃，低再三级管组出口烟温348℃，SCR进口烟温为305℃。

烟气抽取位置经过验证，可从低过出口后包墙处引出，烟道水平引出后，可从K5至K6柱之间引入SCR入口烟道，经核实，旁路烟道不与原锅炉钢架、斜撑干涉，本改造烟道接出位置方案是可行的。

根据旁路烟道截面计算结果并结合现场安装位置，省煤器旁路烟道进口布置在后竖井后包墙一级过热器和省煤器之间处，出口布置在SCR入口上升垂直烟道处在旁路烟道的入口水平段依次布置有膨胀节、人孔门和关闭调节挡板，在旁路烟道出口水平段也布置有膨胀节。

3.3 省煤器烟气旁路方案的影响

在高负荷运行时，省煤器旁路烟道关闭，旁路烟道调节挡板漏风可控制在1.5%内，相应空预器出口烟温升高约1℃，此时旁路烟道对锅炉效率基本无影响。

根据对低负荷下的烟温进行计算，从低过出口和省煤器进口之间引入旁路烟气，须旁路低过侧烟气量的25%～30%左右，可使SCR入口烟温达到320℃。

根据锅炉运行参数，改造后保证脱硝系统正常投运的机组不投油最低稳燃负荷为200MW至240MW，能保证改造后脱硝系统正常投运，满足SCR入口烟温达到320℃的最低负荷。

3.4 改造工期及投资

建议工程改造在机组大修期间进行，预计停机工期在30天左右。

改造投资估算静态投资503万元。其中建筑工程费30万，设备购置费56万元，安装工程费361万元，其他费用56万元。

4 结语

通过对机组进行脱硝低负荷投运改造，使机组满足国家环保的相关要求，可以取得良好的社会及经济效益。各个电厂应结合机组的实际运行情况，综合考虑设备布置型式，选择适合自己的技术方案，结合投资来确定最佳的技术经济方案。

另外，随着技术的发展，耐低温得脱硝催化剂即将大面积投入使用，未来机组全负荷脱硝将不再存在相应的问题。