脱硝宽负荷运行的水侧改造途径

郑晓彤 崔 尧 谢广庆

上海上电电力工程有限公司

脱硝宽负荷运行的水侧改造途径

郑晓彤 崔 尧 谢广庆

上海上电电力工程有限公司

燃煤电厂锅炉在低负荷时，脱硝系统（SCR）往往由于烟温低而不能投入运行。为了使机组在低负荷时氮氧化物的排放满足环保的要求，需要对现有SCR进行宽负荷脱硝改造。首先对宽负荷脱硝改造的必要性进行介绍，然后就脱硝宽负荷运行的水侧改造的4种方案进行阐述和对比，指出了每种方案的优劣。最后通过应用案例详细介绍了GRS、SGRS的改造效果，并总结了水侧改造的技术特点。

SCR；脱硝宽负荷；GRS；SGRS

1 引言

我国的能源结构是以煤炭为主的，煤炭消耗量还将持续增长。据统计，目前我国发电装机容量中火电装机容量占74%以上，在未来的很长一段时间里，燃煤所造成的氮氧化物污染是继二氧化硫污染之后的又一重要的环境问题。随着经济和社会的发展，氮氧化物的控制标准将逐渐严格。

2013年9月，国务院下发的《大气污染防治行动计划》明确要求加大工业企业大气污染综合治理，除循环流化床锅炉以外的燃煤机组均应安装脱硝设施。京津冀、长三角、珠三角等区域要于2015年底前基本完成燃煤电厂、燃煤锅炉和工业窑炉的污染治理设施建设与改造。

随着“十二五”计划的不断深化，国家环保部对于大气污染物的考核力度以及排放的标准也在不断提高。燃煤电厂作为环境污染物排放的重要控制对象，已然站在了节能减排战线的前沿。根据国务院下发的《2014-2015年节能减排低碳发展行动方案》，需强化京津冀及周边、长三角、珠三角等重点区域污染减排，尽可能多削减氮氧化物，力争2014～2015年实现氮氧化物减排12%，高出全国平均水平2个百分点。为了配合顺利达成这个目标，保证燃煤锅炉全时段、全负荷的氮氧化物达标排放，进行机组的宽负荷脱硝改造显得尤为必要。

2 宽负荷脱硝概述

脱硝装置（SCR）的投运对烟温有一定的要求，通常要求SCR的最低运行温度不低于305℃～315℃，主要为避免硫酸氨及硫酸氢铵凝结于催化剂和空预器而造成堵塞；SCR的最高运行温度不高于400～430℃，主要为避免影响SO3的转化率以及催化剂烧损。而锅炉设计为降低排烟温度，提高热效率，通常设置较多的省煤器受热面积，尽可能降低省煤器的出口烟温，尤其在低负荷和/或大气温度较低情况下烟温会更低。我国约有65%的亚临界锅炉在50%负荷以下时，SCR的入口烟温在305℃以下，在低气温下40%负荷时的入口烟温在290℃左右。约有35%的超临界锅炉在50%负荷以下时，SCR的入口烟温在305℃以下，在低气温下40%负荷时的入口烟温在295℃左右。

因省煤器出口烟温低，不能满足SCR的投运要求以致在低或较低负荷时不能投用SCR。因此可通过对机组进行改造，提高省煤器出口烟温，解决机组在低负荷时不能投运SCR的问题，满足机组在各正常运行负荷区间内均能投运SCR的烟温要求。此类改造我们称之为宽负荷脱硝改造。

宽负荷脱硝改造可以根据电厂的实际情况可采用多种方案：提高给水温度、旁路烟道、省煤器水旁路、分级省煤器等。众多的方案实际上可以归纳为从水侧入手和从烟气侧入手两类。水侧改造方案只对省煤器水侧流程进行改造，烟道不作改动，以此提升烟气侧出口温度。由于烟道流场不变，烟气的流场和温度场不会发生畸变。烟气侧方案为只对省煤器烟气侧流程和烟道进行改造而不改动锅炉汽水系统的方案。主要有省煤器烟气旁路、省煤器分级和省煤器内置分隔烟道等。烟气侧改造由于烟道的流场发生变化，需要特别关注烟道流场及温度场的均匀性。本文主要介绍水侧的改造方案。

3 水侧改造方案简介

（1）省煤器水侧旁路

水侧旁路方案，是将一部分给水直接引入下水包，如图1所示，使进入省煤器的给水流量降低，减少了给水在省煤器中的吸热量，从而提高脱硝装置入口烟气温度。但是当省煤器中给水流量降低较多时，出口水温升高较多，低负荷随着旁路流量的增加，给水在省煤器内会发生汽化，因此该方案提升能力受到省煤器出口水温不沸腾的条件的限制。其次省煤器流量过小省煤器管排流量的均匀性会受到破坏也会导致部分管排的沸腾，一般省煤器最小的流量不能小于满负荷流量的10%。

（2）省煤器水侧再循环（Gas temperature Rising System,以下简称GRS）

GRS系统是对现有的锅炉水系统进行改造，利用原有（或增加）炉水泵将部分高温炉水输送至锅炉省煤器水侧进口与给水混合，以提高给水温度，进而提高锅炉省煤器出口烟气温度，使其温度达到SCR系统正常投运的要求。

图1 省煤器水侧旁路示意图

GRS系统的工作原理：该系统利用原有（或增加）炉水泵，增加相应的管道、电动阀门等，炉水泵的出口分成两路，一路通过电动调节阀与下水包连接，一路通过电动调节阀与省煤器的给水入口并联，这部分炉水和给水的混合提高了省煤器入口的温度，从而减少了水和烟气的温差，导致烟气放热量的减少，省煤器出口烟气的温度有了一定程度的提高，从而满足SCR系统的适用温度，系统示意图见图2。

图2 省煤器水侧再循环方案示意图

（3）省煤器水侧再循环加旁路（Super Gas temperature Raising System，SGRS ）

SGRS是综合上述两个方案的特点，在将部分炉水注入给水的同时将部分给水旁路引入下降管，可以在不增加省煤器流量的条件下，更大程度地提高省煤器入口水温，更大地减少省煤器水侧的吸热，从而获得烟气温度更大提升的效果。这样一个升级后的系统SGRS，可以满足锅炉烟气更大升温的需要。系统示意图见图3。

（4）增加前置高压加热器方案

该方案是在给水通过最后一个高加后，进入省煤器前，增设一台高压加热器。利用更高压力的抽汽来加热给水，提高进入省煤器的给水温度，减少省煤器的吸热，从而提高省煤器的出口烟气温度。系统示意图见图4。

通过理论分析论证以及工程实际应用的结果，对于水侧各种方案的进行初步的比较，详见表1。

图3 省煤器水侧再循环加旁路方案示意图

图4 增加0号高加方案示意图

4 应用案例

某电厂300 MW亚临界控制循环汽包锅炉，上海锅炉厂制造的SG-1025/18.3-M831型平衡通风，π型布置，固态排渣。锅炉主要参数如表2。

表2 锅炉主要参数

其SCR最低投运温度为315℃，冬季负荷在60%左右时，已无法满足SCR的投运条件。故在2013年采用GRS方案对其进行了宽负荷脱硝改造。系统图如图5所示。

表1 水侧方案初步比较

图5 GRS改造系统图

该系统通过炉水泵出口的闸阀A、B调节到一定开度进行憋压，将部分炉水注入给水母管。通过新增调节阀调节注入给水的炉水流量，控制省煤器入口水温，最终调节省煤器出口烟气温度。

图6和图7是GRS系统投运前后的DCS画面，从画面中不难看出140 MW时，省煤器入口水温提高了24℃，出口烟温提高了15℃。此时的炉水再循环流量为150 t/h。

从GRS投运情况来看，150 t/h左右的炉水再循环流量可以满足低至140 MW负荷的烟气升温要求。但在低于140 MW负荷下，烟气的温升没有能达到期望的水平。其原因在于：受限于炉水泵的扬程不能将更多的炉水送入给水母管，以进一步提高省煤器入口的水温。而且在炉水流量较大时，其边界升温能力是下降的。同时大幅提高炉水流量也会造成水泵功率增加较多，经济性也会受到影响。

为了寻求更高提温能力的方案，在2014年对GRS系统进行升级改造，提出了SGRS方案（系统图见图8）。

图6 GRS系统投运前DCS画面

图7 GRS系统投运后DCS画面

图8 SGRS改造系统图

该方案增加了一路给水旁路，将部分给水引入水冷壁下联箱，可进一步提高省煤器入口水温，从而使省煤器出口烟温进一步提高。

图9 SGRS系统投运后DCS画面

图9 是SGRS系统投运后的DCS画面，从画面中可看出省在机组125 MW时，煤器入口水温可提高到275℃，出口烟温也可提高到320℃。此时的炉水再循环流量为231 t/h，给水旁路流量为130 t/h。

通过试验表明：在机组120 MW时，省煤器出口烟温最高可提升23℃，已能满足SCR投运的烟温条件。而对省煤器水侧流量的影响则没有过多的提高。SGRS投入和退出，对空预器温度的影响可参考表3的运行数据。

表3 SGRS投/退空预器温度参数

从表3可看出：空预器入口烟温（即SCR出口烟温）提高了22℃，而空预器出口烟温（相当于排烟温度）仅提高了5℃。因此SGRS系统对于炉效的影响很小。

从图8可以看出，同样在120 MW负荷时，要达到期望的烟温目标值，GRS系统的炉水再循环流量需要500 t/h左右，而SGRS方案的炉水流量则小于200 t/h便可满足要求。

因此从改造后的效果来看，SGRS系统可以在不增加省煤器入口给水流量的前提下提高省煤器入口的水温，从而获得更高的烟温提升，可以满足汽包锅炉在更低负荷下投入SCR运行的需要。该SGRS系统适用于亚临界和超高压的汽包锅炉，包括自然循环汽包炉和强迫循环汽包炉，同时也为直流和超临界锅炉提升烟气温度提供了途径，具有提升烟气温度幅度大，系统简单，改造范围小，改造投资少，施工工期短，对其它工况影响小等特点，将有广泛的应用前景和巨大的市场推广价值。目前SGRS系统正在600 MW超超临界直流锅炉改造实施中。

图8 GRS系统与SGRS系统流量与烟温的比较

5 水侧改造技术特点

1）可满足不同的温升要求

不同的改造方案，其所能提升烟气温度的能力也不尽相同。但不论是省煤器旁路、GRS或是SGRS系统改造，需根据机组的实际情况进行分析比较，选择最合适的方案。

2）涉及炉外高压管路系统的改造

改造系统的安装涉及到炉外高压管道系统。

3）出口烟气温度场均匀

由于不对烟气侧进行改造，故省煤器出口的烟气流场不受影响，从而使进入SCR烟气的温度场保持均匀。

4）只在低负荷投用，对排烟温度有一定影响

水侧的方案投切灵活，可在机组低负荷时投入运行，而在高负荷时能及时退出。系统投入后会略微升高排烟温度。

5）配备控制系统，烟气的温升可控，省煤器出口水温受控

水侧改造的控制系统由机组DCS扩容完成，可实现程控投切。其控制方式为以入口水温为先导的串级控制。同时通过对悬吊管出口温度的测量，设置低欠焓保护，防止省煤器出口管道发生沸腾现象。

6 改造方案可行性研究的基础

若要进行宽负荷脱硝改造的可行性论证，则需要明确改造目标，收集足够的设备资料以及运行数据。

1）改造目标

要求的最低技术负荷；脱硝催化剂对最低运行温度的要求；最低技术负荷+低气温下的省煤器和SCR出口的温度等等。

2）设备情况

锅炉形式和热力计算书；锅炉的汽水系统；炉水泵等关键设备的技术资料；机组的热平衡图等等。

7 结语

本文阐述了在低负荷/或低气温下SCR不能正常投入运行的原因及进行宽负荷脱硝改造的必要性。接着介绍了脱硝宽负荷水侧改造的四种方案：省煤器水侧旁路、炉水/省煤器出口水再循环（GRS）、省煤器再循环加水侧旁路（SGRS）及增加前置高压加热器，并着重介绍了各种方案的实现方式及其优劣。最后通过应用案例详细介绍了GRS、SGRS的改造效果，并总结了水侧改造的技术特点。本文对于亚临界、超临界、超超临界锅炉在低负荷状态下，提高SCR脱硝投运率具有广泛的借鉴作用。

Wate Side Renovation Method of Denitrification Wide Load Operation

Zheng Xiaotong, Cui Yao, Xie Guangqing
Shanghai Electric Power Engineering Co.,Ltd

∶Denitrification system selective catalytic reduction can’t put into operation due to low flue gas temperature when coal-Fired Power Plant is under low load condition. In order to make unit’s emission meet environment protection nitrogen oxide requirement during low load condition, it’s necessary to renovate current selective catalytic reduction into wide load denitrification. The author introduces necessities of wide load denitrification renovation, then demonstrates and compares with four solutions of water side renovation of denitrification wide load and points out advantages and disadvantages of them. Finally the author introduces GRS and SGRS renovation effect by case studies and summarizes technology characteristics of water side renovation.

∶SCR, Denitrification Wide Load, GRS, SGRS

郑晓彤：（1966-），男，上海，大学本科，工程师。

崔尧：（1988-），女，河南，研究生，助理工程师。

谢广庆：（1990-），男，山东，研究生，助理工程师。

DOI∶10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2017.02.004