燃煤发电机组锅炉宽负荷脱硝的研究与应用

赵凯（天津军电热电有限公司天津300300）

燃煤发电机组锅炉宽负荷脱硝的研究与应用

赵凯
（天津军电热电有限公司天津300300）

本文简要介绍了天津军电热电有限公司2×350MW燃煤发电机组锅炉宽负荷脱硝的研究与应用的背景和意义、技术路线和方案选择及改造效果。宽负荷脱硝的研究与应用的成功，对于火力发电企业燃煤发电机组既能适应电网调峰要求又能满足环境保护的要求，具有较好的示范作用。

燃煤发电机组；锅炉；宽负荷脱硝；研究与应用

1 项目背景和意义

1.1 背景

目前火力发电厂燃煤发电机组锅炉的脱硝装置大多数采用选择性催化还原类（即SCR装置），SCR装置布置在锅炉尾部省煤器和空气预热器之间，采用的催化剂要求的通常工作温度范围一般在300～400℃之间（与煤种、催化剂类型等相关，一些催化剂要求的最低喷氨温度达到310℃甚至更高），超过（高于或低于）温度范围时催化剂将不能发挥应有的作用。

天津军电热电有限公司两台350MW机组锅炉的脱硝装置采用选择性催化还原类（即SCR装置），配置的催化剂为美国原装进口产品，要求的工作温度范围在330～450℃之间。改造前，一般机组负荷达到280MW时，锅炉烟气温度可满足330℃以上，脱硝装置方可投入运行。

常规锅炉设计中，会存在如下问题：在机组负荷较高时，脱硝装置进口烟温正好在催化剂正常运行范围；而在机组负荷较低时，脱硝装置进口烟温较低，低于催化剂的正常使用温度。若在低负荷时将脱硝装置进口的设汁烟温提高到满足催化剂的要求，则在高负荷时烟温会更高，引起排烟温度高，锅炉效率低，煤耗量大。因此，一般情况下锅炉设计时，都按在高负荷时满足较低的排烟温度来进行设计，以确保锅炉的高效率，提高机组经济性。但是，由于电网用电量波动很大，需要发电企业的发电机组既能在用电量高时带满负荷，又能在用电量低时降低负荷，一般电网要求发电企业的发电机组最低能在40%负荷下安全运行，这将致使发电机组在低负荷时只能将锅炉脱硝装置解列运行，从而不能满足国家环保对燃煤发电机组锅炉烟气氮氧化物排放指标的要求。

1.2 意义

随着国家对环境保护的日趋重视，对火力发电企业燃煤发电机组锅炉烟气污染物排放要求越来越高，为适应电网对发电机组调峰能力的要求，同时也能控制和保证燃煤发电机组在40%负荷工况下运行时锅炉烟气氮氧化物排放达到环保要求，需要对锅炉进行宽负荷脱硝改造。

2 技术路线的选择确定

要实现SCR脱硝装置宽负荷运行，目前技术改造路线有两个：

技术路线一是让催化剂适应锅炉烟温，采用低温催化剂替代现有催化剂。

技术路线二是让锅炉烟温适应现有催化剂，改造锅炉省煤器及烟风系统等。

因烟气低温SCR催化技术目前尚不成熟，没有应用于工程实践的低温脱硝催化剂，因此只能采用技术路线二。

3 锅炉烟温适应催化剂技术方案比选与确定

3.1 提高SCR入口烟气温度的方案

3.1.1 省煤器分级布置

本方案的基本原理是：在进行热力计算的基础上，将锅炉尾部烟道布置的省煤器一分为二，第一部分仍然布置于锅炉尾部烟道，第二部分布置在SCR反应器后，SCR反应器下部的省煤器可以称之为一级省煤器，锅炉尾部烟道布置的省煤器称之为二级省煤器，如图1。

省煤器给水直接引至位于SCR反应器后面的一级省煤器，从一级省煤器出来的热水通过连接管道引接至二级省煤器。这样的方法是通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口温度最低要求的目的。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，也就是说，在保证SCR最低稳燃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。

3.1.2 烟气旁路系统

本方案的基本原理是：在省煤器进口位置的烟道上开孔，设置烟气旁路挡板，抽一部分高温烟气至SCR入口处（目的是提高混合效果，可以在尾部后烟道低温过热器管屏中、下层之间抽高温烟气）。在低负荷时，通过调节旁路挡板抽取较高温烟气与省煤器出口的烟气混合，使低负荷时SCR入口处烟气温度提高，达到最低喷氨温度要求；在高负荷时，关闭烟气旁路挡板，如图2。

图1 省煤器系统分级布置示意图

图2 烟气旁路系统示意图

3.1.3 省煤器水侧旁路系统

在省煤器进口集箱以前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的，如图3。该种方式的变型设计为将省煤器分为两段式布置，在两段式中间增加省煤器中间集箱，如图4。在低负荷时，减少进入低温段省煤器的给水流量以提高省煤器出口烟温，直到低温段省煤器流量降到非常低；该种方案相对于单纯的部分给水旁路，可以提高的烟气温度更高。

3.1.4 省煤器出口水再循环系统

从省煤器出口抽出高温热水进入省煤器进口，通过再循环省煤器部分工质方式，提高和控制省煤器进口水温，减小工质在省煤器内的吸热量，实现调节SCR入口烟气温度升高的目的。

3.1.5 亚临界炉水再循环系统

该种方式为从汽包下降管引出饱和水接到省煤器进口管道进行混合，然后进入省煤器，通过调节汽包下降管引出饱和水流量的大小减少工质在省煤器内的吸热量，实现调节SCR入口烟气温度的目的。

图3

图4

3.1.6 采用0号高压加热系统

回热抽汽补充给水加热技术是指从汽轮机高压缸上选择一个合适的抽汽点，将该抽汽引入一个抽汽可调式的给水加热器（称之为0号高压加热），在机组低负荷时投运该路抽汽，来提高给水温度，减少工质在省煤器内的吸热量，以提高省煤器出口烟气温度，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，如图5。

该给水加热器入口设置了调节门，低负荷时可以控制该加热器入口压力基本不变，从而能维持给水温度基本不变。

图5 回热抽汽补充加热锅炉给水流程图和原理图

回热系统改造增加的抽汽汽源可来自于汽轮机补汽阀后的管路，通过原补汽管路将高压缸第五级后蒸汽通过减温、减压装置后返供至1号高压加热器，其中抽汽压力靠调门来控制。

3.2 方案比较

3.2.1 省煤器分级布置

可根据锅炉SCR催化剂的具体运行条件，设计一、二级省煤器管排，不改变锅炉整个热量分配和运行、调节方式，随负荷变动烟气温度可调节范围大，在保证SCR最低稳燃负荷以上所有负荷正常投运的同时，因排烟温度略有增加，但影响不大。

3.2.2 烟气旁路系统

通过调节挡板调节烟气流量可使催化剂工作于最佳反应温度范围，烟气温度可调节范围大，但改变了锅炉整个热量分配和运行、调节方式，部分烟气未参与省煤器换热，因而会使低负荷运行时的锅炉效率降低。另外对烟气旁路挡板的可靠性要求较高，如果烟气挡板的密封性能变差，或烟气挡板开启后无法关闭，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，可能会对催化剂带来致命的破坏；如果长期在高负荷运行，挡板门处于常闭状态，可能会导致积灰、卡涩打不开，而无法实现烟气调节作用。

3.2.3 省煤器水侧旁路系统

此方案的两种方式可调节烟气温度的范围较小，一般在10～15℃，在脱硝入口烟气温度提高要求不是很多时基本可行，省煤器后烟气温度可达到最低喷氨温度的要求，但在脱硝入口烟温提高额度要求较多时，需要旁路的给水量太大，在省煤器中工质可能会产生沸腾汽化现象，威胁到机组的安全性。旁路量不太大时也有可能发生汽水两相混合不均情况。此外，也会导致排烟温度在低负荷时有一定上升，影响锅炉效率。

3.2.4 省煤器出口水再循环系统

此方案可调节烟气温度的范围较小，一般也在10～15℃，由于工质在省煤器中换热量减少，会导致排烟温度在低负荷时有一定上升，影响锅炉效率。

3.2.5 采用0号高压加热系统

此方案能提高给水温度约40℃，提高锅炉排烟温度20℃。在保证脱硝装置在低负荷安全投运的前提下，汽轮机在低负荷抽汽量的增加，提高了热力系统的循环效率。根据SIEMENS计算，50%负荷工况下，可降低汽轮机热耗57kJ/kw.h，相当于降低煤耗2.18g/kw.h。另外，提高了锅炉水动力安全性。省煤器入口水温的提高，使省煤器出口即水冷壁入口水温亦相应提高，减少了水冷壁入口欠焓，显著提高了低负荷工况下的水动力特性，大大提高了水冷壁的运行安全性。

该种方式对于1000MW带补汽阀的机组改造较为方便，其它没有带补汽阀的机组需要合理选择抽汽点，改造量较大。

3.3 方案选择确定

改造前对天津军电热电有限公司两台350MW机组通过性能试验，机组负荷与SCR入口烟温见表1。

表1 SCR入口烟温表

针对机组实际，充分考虑锅炉性能、尾部受热面布置、脱硝装置烟道空间位置、SCR催化剂运行烟温要求以及机组满足电网深度调峰能力和设备运行安全等方面因素，通过对以上通常采用的方案进行分析对比，采用省煤器分级布置方案是最佳选择。

4 改造效果

改造后对天津军电热电有限公司两台350MW机组进行性能试验，机组负荷与SCR入口烟温见表2。

表2 SCR入口烟温

从表中可以看出，机组负荷在70MW时，SCR入口烟温就可达到脱硝装置投运条件。改造后对机组经济性也有所影响，机组负荷在175MW至350MW锅炉排烟温度上升近10℃，影响机组煤耗增加1.7kg/kw.h。

结语

天津军电热电有限公司两台350MW燃煤发电机组通过省煤器分级布置改造，使机组在较宽的负荷范围保证脱硝装置安全投入运行，虽然对机组的经济性有一定的影响，但提高了机组的调峰能力，满足了电网要求，同时，也保证了机组在较低负荷下锅炉烟气氮氧化物排放满足国家超低排放标准的要求，为改善地区空气环境质量，提升天津可持续发展能力做出了贡献。

赵凯（1961—），男，高级工程师，从事环保设施管理工作，工作单位：天津军粮城发电有限公司。