大型超超临界燃煤机组全负荷脱硝技术应用研究

于德超，游松林，罗洪辉

(湖南华电常德发电有限公司，湖南常德415001)

大型超超临界燃煤机组全负荷脱硝技术应用研究

于德超，游松林，罗洪辉

(湖南华电常德发电有限公司，湖南常德415001)

分析了燃煤电厂不能全负荷脱硝对电厂经济性的影响，以及机组低负荷运行时SCR脱硝系统不能正常投运的原因，进而提出进行全负荷脱硝技术改造。对5种全负荷脱硝技术改造方法技术特点进行阐述和论证。

全负荷脱硝；省煤器；分级；给水旁路；外部高温烟气旁路；回热抽气补充给水加热；烟气补燃

燃煤电厂排放的氮氧化物(NOx)是形成光化学烟雾及破坏臭氧层的主要大气污染物之一，其排放量随着火电机组装机容量的逐年增加而增加〔1〕。国家环保部及省级环保部门要求超低排放燃煤机组的出口NOx的排放浓度不得超过50 mg/Nm3，对不达标的燃煤电厂将依法处罚，并对其进行环保总量核查通报。

湖南某电厂脱硝系统受机组负荷深度调峰影响，在低于25%负荷时，因SCR入口烟温过低而无法正常投入，不满足环保要求。有必要对现有脱硝系统进行全负荷脱硝系统技术改造。

1 NOx排放对电厂经济性的影响

电厂2016年1季度2台机组发电经济分析见表1。

表1 环保考核金额估算表

从表1数据可知，氮氧化物超标影响到脱硝电价、超低电价、排污费减半优惠，并需要交纳高额超标排污费。2016年1季度NOx排放超标影响公司收入165万元，预计影响全年收入660万元。

2 低负荷对脱硝系统的影响

1)低负荷会降低SCR催化剂入口烟温，烟气中的SO3会与NH3反应造成催化剂表面硫酸铵盐不能分解而沉积，造成SCR催化剂微孔堵塞，性能下降。

2)不能分解的硫酸氢铵的由于粘性较大，易造成飞灰在空预器中低温段空预器受热面沉积，引起下游的设备和管道的堵塞和腐蚀〔2〕。

当SCR入口烟温较低时，会发生危害机组安全运行化学反应:

该超超临界机组的锅炉效率高、排烟温度低，机组启动时烟温较低，脱硝系统被迫退出时间较长，问题较其他电厂严重，急需进行全负荷脱硝改造。

3 全负荷脱硝改造技术和方法

全负荷脱硝技术一般分为两类，一类是使用低温催化剂，催化剂能够满足低负荷时低温烟气的运行要求，但国内对宽温度SCR催化剂的研究工作还停留在实验室小试阶段，尚没有进行大规模商业应用〔3〕。另一类是提高进入SCR烟气的温度，控制在任意负荷下SCR反应器中烟气温度在295～420℃之间，其主要改造技术为:省煤器分级技术，省煤器给水旁路技术，省煤器外部高温烟气旁路技术，回热抽汽补充给水加热技术，烟气补燃技术。

3.1 省煤器分级技术

锅炉的省煤器设计成两部分，其高温部分置于SCR进口侧，低温部分置于SCR出口侧，将SCR布置于烟气温度较高的区域，从而解决低负荷烟温过低SCR无法运行的问题〔4〕。

某A电厂脱硝技改案例，A电厂5，6号炉是由上海某公司设计制造的600 MW超临界锅炉，与湖南某电厂锅炉为同一厂家，炉型相同。其脱硝改造方案是将原有省煤器部分(靠烟气下游部分)拆除，保留的部分作为二级省煤器；在SCR反应器后增设一定的省煤器，作为一级省煤器。给水直接引至位于SCR反应器后面的一级省煤器，一级省煤器出口介质通过连接管道引至二级省煤器。通过减少SCR装置前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口烟气温度，保证SCR可以在低负荷正常运行的目的。改造后，相同负荷条件下SCR入口温度提高25～35℃。

1)脱硝投入时的负荷由370 MW提前到237 MW(SCR入口烟温290℃)，虽未实现全负荷脱硝，但有效提高脱硝投入的负荷宽度。

2)改造前机组600 MW时SCR入口温度为330℃，改造后SCR入口温度只有355℃，未超过催化剂的最高耐受活性温度。

3)同负荷下省煤器分级改造后排烟温度下降了14℃，锅炉效率有上升。由于该锅炉原安装有低温省煤器，效率的提高将不会比A电厂明显。

4)该项改造单台机组投资为1 900万元，2台机组3 800万元，改造工期75—90天。

将A电厂脱硝改造前后的数据与湖南某电厂目前机组运行参数进行对比分析，见表2。

表2 湖南某电厂SCR入口烟温分析数据℃

结合表2中A电厂改造前后SCR入口温度的变化情况，以及湖南某电厂SCR入口烟温分析数据值，可分析改造后不同负荷时的SCR入口烟温曲线如图1所示。

图1 SCR入口烟温分析曲线图

湖南某电厂催化剂技术协议签订的允许使用范围:运行烟温302～420℃，但目前将SCR入口烟温290℃作为脱硝投退的临界点，即SCR入口烟温大于290℃时投入脱硝。若采用省煤器分级的方法进行全负荷脱硝改造，预计改造后机组并网时SCR入口烟气温度为291℃，基本可以满足全负荷脱硝的要求。

3.2 省煤器给水旁路技术

增加省煤器给水旁路，减少给水在省煤器处的换热，进而减少经过省煤器时烟气的热损失，提高进入SCR反应器的烟气温度。通过调节给水旁路调节门的开度调节烟气温度〔4〕。

某B电厂脱硝技改案例，5、6号机组为引进型2×900 MW超临界燃煤机组。为满足机组低负荷时(低于40%负荷时)脱硝系统正常投用，采用增加省煤器水侧旁路(40%旁路)来提高省煤器出口烟温。总投资在450万元。改造后机组负荷在时360 MW投入脱硝，即40%负荷能满足脱硝投入烟温320℃，具体改造前后参数见表3。

表3 B电厂脱硝改造前后相关参数对比表

如果该电厂要在机组并网时SCR入口烟温达到290℃，则旁路部分给水后省煤器给水量G后与省煤器给水温升ΔT水后的对应关系:

如机组并网时的给水温度为146℃、实际给水压力为7 MPa，查表可知给水的饱和温度为286℃，则ΔT水后≤140℃，即G后≤0.74G前。要在机组并网时SCR入口烟温达到290℃而不发生汽蚀，理论上要保证不大于26%的旁路给水流量。

如机组并网时的给水温度为146℃、设计给水压力为9 MPa，查表可知给水的饱和温度为303℃，则ΔT水后≤157℃，即G后≤0.66G前。要在机组并网时SCR入口烟温达到290℃而不发生汽蚀，理论上要保证不大于34%的旁路给水流量。

湖南某电厂若采用该方案进行改造，可以实现全负荷脱硝。

3.3 省煤器外部高温烟气旁路技术

在水平低过前到省煤器后这段烟道区域外部设置旁路烟道，通过调节旁路烟气挡板的开度来控制水平低过前经外部旁路烟道进入省煤器出口的部分烟气与省煤器出口烟气的混合比例，进而调节SCR反应器入口烟温〔4〕。

某C电厂脱硝技改案例，3，4号锅炉(二期600 MW机组，哈锅)于2013年利用一个C修机会，完成省煤器外部高温烟气旁路改造，该方案由电厂自行设计改造，2台机组总共投资约700万元。目前烟气旁路在机组并网时投入使用，并网后在省煤器出口正常烟气温度达到320℃时退出。综合这两年的运行情况来看，利用这种运行方式机组脱硝投入情况较为稳定，基本满足全负荷脱硝的要求，具体改造前后参数详见表4。

表4 C电厂脱硝改造前后相关参数对比表

需要说明的情况:

1)在50%负荷工况下气旁路挡板开启后，锅炉效率从之前的93.98%降至93.78%，仅降0.2%。

2)对烟气挡板门的严密性要求较高，高负荷运行过程中若发生挡板门泄漏，存在一定的安全风险。

3)在旁路烟道未投运时，旁路烟道挡板前会堆积大量飞灰，易引起挡板门卡涩，需定期维护。

4)湖南某电厂锅炉结构不同于C电厂，炉后本体结构相对紧凑，空间有限，若按此方案改造，困难将要大于C电厂。

3.4 回热抽汽补充给水加热技术

在1号高加前增加一级高加即所谓的0号高加，用高压缸或补气阀抽汽加热给水，一般在低负荷时投运可提升进入省煤器的给水温度，减少给水在省煤器的换热，提高进入SCR反应器的烟气温度〔5〕。

某D电厂脱硝技改案例，7，8号机组已改造完成，单台机组投资6 000万元。回热抽汽补充给水加热技术可以减少煤耗，提高机组整体经济性。机组启动初期受烟温的制约，也只能做到宽负荷脱硝(40%负荷及以上)，不能达到全负荷脱硝；且系统较为复杂，施工周期长，投资成本大，因此不建议采用该技术进行全负荷脱硝改造。

3.5 烟气补燃技术

该方案是在省煤器出口到脱硝进口段设置烟道补燃燃烧器，提升烟气温度，满足全负荷脱硝系统投运要求。补燃燃料采用天然气，有利于充分燃烧和扩散混合，均匀提升烟气温度。目前无成熟使用实例，不做分析比较。

4 综合对比分析及建议

综上所述，各方案的对比分析见表5。回热抽汽补充给水加热技术和省煤器分级技术系统复杂，施工周期长，投资大；烟气补燃技术无成熟使用实例；省煤器给水旁路技术较外部高温烟气旁路技术调节范围一般，效果相对差一些。

从改造的难易程度、经济性以及效果来看，湖南某电厂首推省煤器外部高温烟气旁路技术。

表5 各全负荷脱硝技术改造方法对比分析表

〔1〕孙克勤，钟秦，于爱华.SCR催化剂的砷中毒研究〔J〕.中国环保产业，2008(01).

〔2〕马双忱，金鑫，孙云雪，等.SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制〔J〕.热力发电，2010，39(8):12-17.

〔3〕樊立安.提高SCR反应效率的烟气温度优化调整技术研究〔D〕.浙江:浙江大学，2014.

〔4〕杨冬，徐鸿.SCR烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用〔J〕.电力环境保护，2007，23(1):49-51.

〔5〕于文清.SCR法烟气脱硝系统的控制策略在火电厂中的应用〔D〕.北京:华北电力大学，2012.

图5 隔直装置投切前后2号主变各状态量变化

测试结果表明电容隔直装置能够有效抑制变压器中性点直流电流，使变压器的振动与噪声都降低至正常运行水平，有效解决了延农变变压器直流偏磁问题，有力保障了主变运行安全。

5 结论

长沙地铁轨道交通引起周边220 kV变电站主变发生直流偏磁现象，并对主变造成严重影响，主变吊罩大修发现绕组压板出现了轻微移位、绕组撑条脱落或突出、部分夹件螺栓有松动等问题，严重危及主变运行安全。通过应用基于双重化冗余技术的隔直装置后，有效抑制变压器中性点直流电流，使变压器的振动与噪声都降低至正常运行水平，有效解决了变压器直流偏磁问题。

目前随着长沙地铁1号线开始调试运行，在城区周边多个变电站监测发现多台主变存在直流偏磁问题，后续急待开展地铁轨道交通引起城区变电站主变直流分布计算研究，需从电网整体角度开展直流偏磁治理。

参考文献

〔1〕潘卓洪，张露，谭波，等.高压直流输电入地电流在交流电网分布的仿真分析〔J〕.电力系统自动化，2011，35(21):110-115.

〔2〕李占元，赵伟，丁健，等.国华台山发电厂主变直流偏磁问题分析与治理〔J〕.电网技术，2009，33(6):33-38.

〔3〕章彬，黄炜昭，陈潇.直流偏磁对深圳主变压器的影响及抑制措施的研究〔J〕.陕西电力，2014，42(12):69-72.

〔4〕马笑松.地铁杂散电流的腐蚀及防护影响分析〔J〕.城市轨道交通研究，2007，30(6):64-66.

〔5〕唐建辉.设置排流网供电方式下杂散电流的分布研究〔J〕.黑龙江科技信息，2016(8):170-171.

作者简介

刘味果(1976)，男，湖南衡阳人，博士，高级工程师，从事高压专业技术及管理工作。

Application and research on ultra-supercritical coal-fired units at full load denitration technology

YU Dechao，YOU Songlin，LUO Honghui
(Hunan Huadian Changde Power Station Co.，Ltd，Changde 415001，China)

The paper analyzes the impact of the failure of full capacity denitration on the economy of coal-fired power plants firstly，then discusses the reasons of un-normal operation of SCR denitration system in low load，and proposes the necessity of full load denitration reconstruction at last.The paper explains and demonstrates five kinds of full load denitration technology transformation methods，analyzes the characteristics of each transformation method in detail.

full load denitration technology；economizer；grade；feedwater bypass；external temperature flue gas bypass；regenerative exhaust supplement water heating；flue gas afterburning

X701.7

B

1008-0198(2017)01-0010-04

10.3969/j.issn.1008-0198.2017.01.003

于德超(1969)，男，辽宁人，高级工程师，从事火电厂机组高效低排放清洁技术研究。

2016-08-15