600 MW机组宽工况脱硝改造分析

王 晨，毛志忠，薛永波

(神华河北国华沧东发电有限责任公司，河北 沧州 061003)

600 MW机组宽工况脱硝改造分析

王 晨，毛志忠，薛永波

(神华河北国华沧东发电有限责任公司，河北 沧州 061003)

针对低负荷时SCR入口烟温低脱硝退出问题，对比了提高SCR入口烟温的3种方法，提出1号机组分级省煤器改造方案，对改造效果及安全经济性进行分析，认为省煤器分级改造可实现最低稳燃负荷至满负荷较宽工况脱硝，运行可靠，减排效果明显，投资回收周期短。

SCR；催化剂；宽工况；脱硝；烟温；分级省煤器；氮氧化物；锅炉效率

为遏制污染物排放，提高大气质量，中华人民共和国环境保护部发布了GB 13223-2011 《火电厂大气污染物排放标准》,标准规定自2014 年7 月1日起，燃煤火电锅炉在重点地区氮氧化物排放浓度限值标准状况下为100 mg/m3。河北省环保厅发布DB 13/2209-2015《燃煤电厂大气污染物排放标准》，自 2016年1月1日起燃煤锅炉氮氧化物排放浓度限值标准状况下为50 mg/m3。

1 存在问题

神华河北国华沧东发电有限责任公司(简称“沧东电厂”)1号机组为600 MW亚临界燃煤机组，锅炉型号为SG-2028/17.5-M909。 机组同步建有双室四电场静电除尘器、烟气脱硫装置，后加装SCR烟气脱硝装置，机组于2006年投产。

沧东电厂1号机组配套SCR脱硝系统设计最低运行温度为305 ℃，若催化剂长期在规定的最低温度下运行，将会造成催化剂中毒，影响催化剂的活性，导致脱硝的效率及经济性降低。实际运行过程中，由于燃烧状态不同，机组负荷在低于400 MW时，催化剂入口烟温统计见表1， SCR 入口烟气温度会低于催化剂的最低许用温度，脱硝系统退出运行。

表1 催化剂入口烟温统计表

机组负荷/MW催化剂A侧入口温度/℃催化剂B侧入口温度/℃243275277226276280277281284270280282300288290400305307500316317600336337

在现有的技术条件下，即便是锅炉经过低氮燃烧器改造，SCR 退出运行后，机组的 NOx排放也会超过 100 mg/m3，高于国家排放标准；因电网调峰，机组负荷低，导致脱硝 SCR退出运行，机组NOx排放超标，一方面受到考核，另一方面机组将不再获得脱硝补偿电价，影响机组的经济性。随着国家的环保标准日益严格，宽工况脱硝改造势在必行。

2 方案可行性分析

目前国内外实施的宽工况脱硝方案主要有3种。

2.1 分级省煤器方案

技术特性：减少锅炉原有省煤器部分受热面，同时在脱硝SCR 出口烟道内增加一定量的新受热面，既保持了整个省煤器吸热不变，又达到提高上级省煤器出口烟温的目的。

提高烟温幅度：20～50 ℃。

安全性：与改造前相比，安全性不变。

经济性：对锅炉效率无影响。

总投资估算：2 000万～3 000 万元。

2.2 省煤器流量置换方案

技术特性：在省煤器给水旁路的基础上加装一套省煤器热水再循环系统，以进一步减少省煤器的吸热量，从而提高脱硝装置入口烟温。当负荷较高时，可先利用给水旁路系统进行烟温调节，当负荷进一步下降，给水旁路无法满足要求的情况下，开启省煤器热水再循环系统，进一步提高省煤器出口烟温。

提高烟温幅度：20～50 ℃。

安全性：由于增加了炉水泵及相应的阀门，需对新增设备的质量及可靠性进行评估。

经济性：高负荷时对锅炉效率无影响，低负荷下排烟温度升高，锅炉效率降低；增加了热水循环泵，厂用电率升高。

总投资估算：1 500 万元。

2.3 热水再循环

技术特性：增加循环泵，在低负荷时，通过抽取高温热水进入省煤器入口，提高省煤器入口水温，达到提高省煤器出口烟温的目的。

提高烟温幅度：25～50 ℃。

安全性：由于增加了炉水泵及相应的阀门，需对新增设备的质量及可靠性进行评估，并对锅炉水动力安全性的影响进行分析计算。

经济性：高负荷时对锅炉效率无影响，低负荷下排烟温度升高，锅炉效率降低；增加了热水循环泵，厂用电率升高。

总投资估算：1 200 万元。

分级省煤器方案虽然初投资较高，但对原有系统影响最小，且不影响锅炉效率，从长期来看，有利于提高机组的运行可靠性和经济性。所以选择此方案进行改造。

3 改造方案

3.1 主要技术原则

催化剂连续操作允许温度范围为305～420 ℃，锅炉最低稳燃负荷为30%BMCR。因此宽负荷脱硝改造后在燃用设计煤种、校核煤种时， 30%BMCR负荷时SCR入口烟温度不低于305 ℃，100%BMCR负荷时SCR入口烟温度不超过405 ℃。改造完成后各部件的使用寿命不低于30年。

3.2 总体要求

每台锅炉宽负荷脱硝改造，包括给水管道及支撑装置、省煤器进出口集箱、省煤器管排、出入口烟道、非蒸汽吹灰系统、本体自身支吊架等。确保改造完成后原锅炉及其相关系统均不需要进一步调整，即可投入正常运行。新增设的省煤器受热面需要与脱硝改造工程在布置和支吊等方面相互配合，在满足脱硝要求的基础上进行受热面规划设计，结构设计要保证原锅炉水动力的安全性和均匀性，且要受热均匀。

3.3 改造方案说明

经热力计算原主省煤器减少3.5圈，减少受热面积6 900 m2。SCR出口烟道内增加2.6圈鳍片管省煤器，增加面积13 500 m2。改造后，给水管道接口移至SCR反应器后面的新增省煤器入口处，两级省煤器之间采用大口径连接管道进行连接。改造后的省煤器给水流程：高加出口→分级省煤器进口集箱→SCR后省煤器(低温段鳍片省煤器)→分级省煤器出口集箱→分级省煤器出口连接管道→原省煤器进口集箱→原省煤器受热面管组(高温段光管省煤器)。增加的分级省煤器受热面材料规格见表2。

表2 分级省煤器受热面参数

管子外径/mm平均壁厚/mm管子根数材质设计压力/MPa计算壁温/℃受热面积/m244.55.0594SA210-C20.3037113500

考虑到省煤器管的磨损，烟气流速小于11 m/s；管排采取顺列布置，易受飞灰磨损部位加装防磨护瓦。改造后受热面与烟道的间隙，既不形成烟气走廊也不形成积灰。锅炉宽负荷脱硝改造装置的吹灰系统采用宽频声波吹灰器。

依据下级省煤器的荷载分布设计等相关资料，对锅炉钢架支撑反应器的相关平面，及该标高以下受此荷载影响的立柱、垂直支撑，相关立柱的柱底板、地脚螺栓、基础等进行强度校核，采取补强措施。

4 改造效果及安全经济效益

4.1 改造效果

1号机组改造后委托国网河北省电力公司电力科学研究院进行脱硝(SCR)入口烟气温度测量试验。在机组负荷为630 MW、470 MW、300 MW和190 MW 4个工况下对脱硝入口烟气温度进行监测，数据均为实际测量有效数据的平均值，见表3。从试验结果看出，在190 MW工况下脱硝入口烟温A侧为313.66 ℃；B侧为318.50 ℃。均能够满足30%额定负荷时脱硝(SCR)入口烟气温度不低于305 ℃的要求。

表3 烟温测量统计表 ℃

项目A侧B侧630MW脱硝入口实测烟温401.24401.14470MW脱硝入口实际烟温385.46382.98300MW脱硝入口实际烟温340.64339.62190MW脱硝入口实际烟温313.66318.50

4.2 安全经济效益分析

改造前后参数对比如表4所示。改造后锅炉效率未降低，各参数变化在设计范围内，设备安全性未降低。2014年度1号机组入口烟温小于304 ℃，累计时间为2 088 h，按照年利用5 500 h计算，改造后减少NOx排放量525 t/a，增加利润730.8万元，减少排污费132.6万元。项目费用总投资2 687万元，约3年多便可收回投资。

表4 机组改造前后性能参数对照表

参数状态630MW470MW300MW190MW压力/MPa改造前16.4814.2211.155.26改造后16.6614.9011.647.47给水压力/MPa改造前18.4215.4811.986.19改造后18.4716.1811.968.17省煤器出口压力/MPa改造前18.1215.1611.705.92改造后18.1915.9611.788.01过热器出口蒸汽温度/℃改造前539541540491改造后540538536489再热器出口蒸汽温度/℃改造前542540518436改造后542542537498上级省煤器出口水温/℃改造前313301286267改造后313302288266下级省煤器进口水温度(锅炉给水温度)/℃改造前277260238220改造后278262239219下级省煤器进口烟温(SCR入口)/℃改造前346324291279改造后395365355311下级省煤器出口烟温/℃改造前347320295279改造后339312298254空预器出口排烟温度/℃改造前111.29104.5899.5596改造后111.20103.709395锅炉效率(BMCE设计效率93.64%)/%改造前94.3994.6494.49改造后94.4794.4794.70SCR入口烟气温度提升幅度/℃改造后49416432

5 结束语

通过对提升SCR入口烟温不同方法的研究，对比安全性、经济性，选取省煤器分级式，依据锅炉特性及SCR催化剂允许连续操作温度范围制定改造方案，并成功实施，解决了因低负荷烟温低于允许时，脱硝退出运行的问题，实现了从锅炉最低稳燃负荷到满负荷的宽工况脱硝。

本文责任编辑：王丽斌

Denitrification Analysis on 600 MW Unit Wide Working Condition

Wang Chen,Mao Zhizhong,Xue Yongbo

(Shenhua Hebei Guohua Cangdong Power Generation Limited Liability Company,Cangzhou 061003,China)

Aiming at the problem of low denitrification exit of SCR inlet at low load, this paper compares three methods to improve the smoke temperature of SCR inlet, and puts forward the scheme of the economizer of grade 1 economizer, and analyzes the transformation effect and safety economy. Graded transformation can achieve the minimum stable combustion load to full capacity of a wide range of denitrification, reliable operation, emission reduction effect is obvious, investment recovery cycle is short.

SCR；catalyst;wide working condition;out of stock；smoke temperature;classification of economizer;nitrogen oxides;boiler efficiency

TM621.2

:B

:1001-9898(2017)04-0056-03

2016-12-05

王 晨(1973-)，男，工程师，主要从事火电厂锅炉技术管理工作。