国产600 MW超临界燃煤机组全负荷脱硝改造技术分析

石中喜，张金柱

(华电郑州机械设计研究院有限公司，郑州 450046)

国产600 MW超临界燃煤机组全负荷脱硝改造技术分析

石中喜，张金柱

(华电郑州机械设计研究院有限公司，郑州 450046)

随着近几年我国经济增速放缓，全年的总发电量逐年下降，全国火电机组年平均利用小时逐年减少，火电机组运行负荷常年处于较低水平，机组启停频繁。面对火电机组常年低负荷运行现状和国家环保的要求，实现电厂全负荷脱硝势在必行。针对国产600 MW超临界燃煤机组全负荷脱硝改造进行技术路线分析，通过对比各改造技术路线的优缺点、改造工程费用等，推荐适合燃煤机组全负荷脱硝改造的指导技术路线。

600 MW机组；超临界机组；燃煤机组；全负荷脱硝改造；省煤器；技术路线

0 引言

我国是煤炭能源消耗大国，随着国民经济发展和人民生活水平的提高，环境污染日益加剧，已严重影响人民群众的身体健康，特别是近年来雾霾加剧也促使国家加大环境保护的执行力度，电力行业首当其冲。

2015年6月19日，环保部发布了环函〔2015〕143号《关于火电厂SCR脱硝系统在锅炉低负荷运行情况下NOx排放超标有关问题的复函》，其中明确指出：“《火电厂大气污染物排放标准》是国家强制标准，火电厂在任何运行负荷时，都必须达标排放。脱硝系统无法运行导致的氮氧化物排放浓度高于排放限值要求的，应认定为超标排放，并依法予以处罚。目前全负荷脱硝技术已经成熟，火电厂现有脱硝系统与运行负荷变化不匹配、不能正常运行、造成超标排放的，应进行改造，提高投运率和脱硝效率。”

本文根据燃煤电厂实际运行情况，结合国内现有宽负荷脱硝现状，对宽负荷脱硝改造路线进行技术方案对比和经济分析，研究并推荐适合我国燃煤电厂全负荷脱硝改造的技术路线。

1 机组参数

1.1锅炉

锅炉是东方锅炉集团制造的DG2100/25.4-Ⅱ2型国产超临界参数变压直流本生型锅炉，为一次中间再热、单炉膛、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、平衡通风、封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，每台炉配2台三分仓空气预热器(以下简称空预器)。锅炉设计参数见表1，表中：BMCR为锅炉连续最大出力工况；BRL为锅炉额定负荷工况。

表1 锅炉设计参数

1.2脱硝装置

机组采用选择性催化还原法(SCR)脱硝装置，还原剂采用尿素，3层催化剂。烟气从锅炉尾部省煤器后水平烟道引接，脱硝后烟气返回空预器入口。

1.3机组各负荷锅炉本体参数

机组各负荷锅炉本体参数见表2，表中：低温再热器简称低再，低温过热器简称低过，下同。

2 现有技术介绍

目前，常规的实现低负荷脱硝的技术主要包括以下三大类。

表2 机组各负荷锅炉本体参数 ℃

表3 分级省煤器方案改造效果数据 ℃

2.1调整运行方式提高脱硝装置入口烟气温度

锅炉运行时，各参数受锅炉运行方式影响，通过调整运行方式可适当提高SCR反应器入口烟气温度，但这些调整对烟气温度升高影响有限，而且有些运行方式不利于机组稳定运行，所以只能作为平时运行时的辅助手段。

2.2采用特殊催化剂实现低负荷脱硝

目前，由于电厂普遍存在烟气温度偏低导致脱硝装置不能投运的问题，所以有很多科研单位、厂家正在研究宽温差脱硝催化剂。但该催化剂技术还在研究试验阶段，有一些在其他行业烟气脱硝中进行了试验，有的准备申请在电厂进行试验，但都缺乏在大机组上成功运行的业绩。

2.3烟风汽水系统改造提高烟气温度

该技术是目前采用最多的技术，主要是通过对机组现有烟风汽水系统进行改造以提高脱硝反应器入口的烟气温度，使得在更低的机组负荷工况下，能够达到脱硝装置投入运行的烟气温度要求。主要方案包括省煤器分级方案、省煤器烟气旁路方案、省煤器给水旁路方案、省煤器给水置换方案、#0高压加热器(以下简称高加)方案等。

3 主要改造方案

3.1省煤器分级方案

采用分级省煤器的方案，即将原省煤器进行分级布置：一部分受热面移至脱硝装置后作为第1级省煤器，现有省煤器剩余受热面作为第2级省煤器，给水先进入第1级省煤器加热，再进入第2级省煤器继续加热以提高给水温度[1]。分级省煤器方案改造效果数据见表3，表中：THA为汽轮机验收工况，下同。

3.2省煤器烟气旁路方案

在省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分较高温度的烟气至SCR入口处，设置烟气挡板，增加烟道旁路。在低负荷时，抽取高温烟气加热省煤器出口过来的低温烟气，通过调整烟气挡板开度[2]，使SCR入口处烟气温度在实际运行中达到320 ℃以上。烟气旁路方案改造效果数据见表4。

3.3省煤器给水旁路方案

本方案的原理为减少通过省煤器换热面管内的水流量，从而减少省煤器的换热量，使省煤器出口烟气温度提高。未进入省煤器受热面的水量通过旁路管道直接进入省煤器出口集箱或管道。省煤器给水旁路方案改造效果数据见表5。

表4 烟气旁路方案改造效果数据

表5 省煤器给水旁路方案改造效果数据

表6 省煤器给水置换方案改造效果数据

3.4省煤器给水置换方案

该方案综合了省煤器水侧旁路及热水循环方案，在省煤器进口集箱以前给水管道设旁路管道和循环管道。低负荷时，一部分水通过旁路管道直接进入省煤器出口，同时循环泵将省煤器出口大致与旁路水流量相当的高温水送入省煤器进口与温度较低的给水混合，省煤器给水温度提高，省煤器换热量减少，从而提高省煤器出口烟温。省煤器给水置换方案改造效果数据见表6。

3.5新增#0高加方案

该方案是在锅炉给水管道上#1高加之后再增加1级高加，命名为#0高加。#1高加出口给水先进过#0高加加热之后再接入锅炉省煤器，高加采用取自汽轮机高压缸的抽汽，通过抽汽加热给水以提高给水温度。新增#0高加方案改造效果数据见表7。

表7 新增 #0高加方案改造效果数据

3.6方案对比

综合各方案改造后的参数进行方案对比，具体见表8，表中：SCR入口烟温在30%THA工况下取得；机组效率变化量、投资额为约数。

表8 综合对比

4 结论

(1)省煤器分级方案。容易出现脱硝入口烟气超温的问题，且改造属于不可逆的，运行不灵活。(2)省煤器烟气旁路方案、省煤器给水置换方案。在省煤器外部进行旁路改造，可以实现30% THA工况提高SCR入口烟温的要求，改造是可逆的，高负荷切除，低负荷时投入，运行方式灵活。(3)省煤器给水旁路方案。采用的是水侧的调节方法，需要旁路调节比较大比例的流量才能达到比较高的烟温提升效果。而旁路过多流量，有可能导致省煤器内汽化，影响安全。(4)新增#0高加方案。通过汽水侧热力循环改造实现脱硝入口提高烟温，能够提高机组整体效率，降低机组发电热耗，但由于提高了锅炉排烟温度，锅炉效率略有下降。综合分析考虑到各个技术方案的投资、实施效果等方面因素，省煤器烟气旁路方案、省煤器给水置换方案更适合作为电厂全负荷脱硝改造指导技术路线。

[1]夏良伟,武春霖,施爱阳.大容量锅炉省煤器两级布置及其应用[J].锅炉制造,2014(3): 1-3.

[2]齐玄,齐继玄.浅议燃煤机组低负荷脱硝改造方案[J].能源与节能,2016(1):118-119.

(本文责编：白银雷)

2017-06-14；

:2017-08-03

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：1674-1951(2017)09-0054-04

石中喜(1982—)，男，河南洛阳人，工程师，从事火力发电厂烟气污染物治理研究方面的工作(E-mail:shizx@chec.com.cn)。