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基于工质侧改造超临界机组全负荷脱硝研究

陈育

（中国大唐集团科学技术研究院有限公司华中分公司，郑州 450000）

摘要：随着环保要求进一步提高，很多电厂面临低负荷脱硝投运改造的问题。目前国内主流的改造思路总体概括来讲分为烟气侧改造和工质侧改造两类，工质侧改造由于系统简单，便于运行人员操作，尤其是后期维护工作量小，日益受到重视。本文结合某电厂几种工质侧改造设计计算，分析了每种改造方案的注意事项及优缺点，对其他的改造工程提供借鉴和参考。

关键词：脱硝装置; 省煤器; NOx; 低负荷

0 前言

随着近几年我国面临的环保形势越来越严峻，脱硝环保要求越来越高，2015年6月，国家环保部对福建若干长期处于低负荷运行工况而无法投运脱硝系统的发电厂的复函，复函中明确了火电机组要进行低负荷工况下投运脱硝改造，实现低负荷运行排放不超标^[1][2][3]。投运脱硝最基本的条件是脱硝入口温度适应催化剂的运行要求，由于低温催化剂还处于研制阶段，投入大规模的商业生产还需时日，目前常规的催化剂最佳运行温度为310℃-420℃，若温度过低，催化剂反应的活性降低，喷氨量增大，相应的氨逃逸升高，逃逸的NH₃与SO₃形成硫酸氢氨，液体的硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响预热器的换热及机组的正常运行^[4][5]。

1 背景

某电厂2×350MW热电联产超临界直流锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主开发设计、制造的超临界锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、运转层以上露天布置、运转层以下紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。锅炉制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台炉配5台中速磨煤机，燃用设计煤种时，四台运行一台备用；燃用校核煤种时，五台运行。尾部烟道采用双烟道布置，前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过热器和省煤器。

脱硝装置采用选择性催化还原（SCR）工艺烟气脱硝系统，SCR反应器布置在省煤器与空预器之间的高含尘区域且不设旁路烟道。脱硝装置在附加层催化剂投运前，NOx脱除率不小于80%（含80%），氨的逃逸率不大于3ppm，SO2/SO3转化率小于1%，锅炉50%THA-100%BMCR负荷脱硝装置投入使用。

表1 锅炉主要设计参数

该电厂催化剂投运温度范围在315℃-420℃之间，而最低稳燃负荷设计的脱硝入口温度为303℃，不满足催化剂运行的需求，需进行全负荷脱硝改造。

2工质侧改造方案

通过改变脱硝装置前省煤器工质侧的温度，减少脱硝装置前省煤器工质吸热量，提高脱硝装置入口烟气温度。工质侧改造只对工质侧流程进行改造，烟道不作改动，烟道流场不变，烟气的流场不会发生畸变。

2.1 省煤器分级

将原省煤器拆除或部分拆除，作为二级省煤器，同时在脱硝出口布置一级省煤器，给水管道改造到一级省煤器入口，两级省煤器之间通过管道连接。

表2 省煤器分级设计数据

由上表可以看出，BMCR工况下，脱硝入口烟温可达394℃，而最低稳燃负荷下脱硝入口烟温可达320℃，完全满足催化剂的投运要求。

省煤器分级方案在设计中需经过详细计算，保证在低负荷下脱硝入口烟温可达到催化剂投运的最低温度，同时在高负荷下不能超过催化剂的投运的最高温度。在一些褐煤锅炉中，由于制粉系统的要求磨入口风温较高，省煤器面积布置较少，燃用褐煤的锅炉省煤器分级还需考虑原省煤器布置的面积不宜过低。

省煤器分级方案不影响锅炉运行的效率，同时在保证磨煤机干燥出力要求的前提下，能够进一步降低预热器入口的烟气温度，提高锅炉的效率，但省煤器系统工质侧的阻力有所提高，烟气侧阻力同时也有所增加。

2.2 高效回热

提高省煤器入口给水温度，减少省煤器工质吸收的热量，提高脱硝装置入口烟气温度。

表3 高效回热设计数据

由上表可以看出，若脱硝入口烟温由303℃提高至315℃，在省煤器入口水温需提高20℃，同时省煤器入口水温提升30℃和40时，脱硝入口烟温提升14℃和15℃。

高效回热系统对锅炉侧来讲，布置简单，但需与汽机侧进行联合计算，评估整个热力系统的效率。但随着省煤器入口水温的提升，脱硝装置入口烟气温度提高幅度越来越低。

2.3 工质旁路

将省煤器的工质旁路一部分，减少省煤器工质吸热，提高脱硝入口烟温。

表4 工质旁路设计数据

由上表可以看出，若脱硝入口烟温由303℃提高至315℃，省煤器需旁路约70%的流量，此时省煤器出口的温度距离饱和温度只有2.0℃。

工质旁路系统布置简单，增加旁路及调节阀即可。但省煤器出口工质温度升高较多，容易出现省煤器沸腾，同时若混合不均匀容易对水动力产生影响。此系统适用于单级省煤器布置机组，而双级省煤器布置困难，同时增加了给水系统阻力。

2.4 热水再循环

热水再循环是在省煤器出口管增加炉水循环泵的管路和阀门，利用省煤器出口较高温度的水同给水混合以提高省煤器入口的水温，减小省煤器换热的温差，减少烟气放热量来提高省煤器出口的烟温。

表5 热水再循环设计数据

由上表可以看出，若脱硝入口烟温从303℃提升至315℃，省煤器再循环量需达到省煤器入口流量的2.5倍。

由于循环水的压力要小于给水的压力，因而需要设置水泵提高循环水的压力，才可以引循环水到给水管道。一般循环炉水的最大流量不大于 40%满负荷省煤器流量，若继续增加炉水流量的升温效果递减。同时，采用热水再循环系统，锅炉排烟温度会升高，效率会有所降低

3 结束语

由于各个机组实际情况不一致，应结合工程实际情况，考虑原有设备的实际布置，实施最优化的改造方案。省煤器分级方案是解决低负荷投脱硝比较理想的方案，但在改造中需考虑一级省煤器的布置空间；省煤器旁路容易造成省煤器出口汽化，影响锅炉水冷壁的安全性；高效回热和热水再循环提高烟温有限，建议电厂根据脱硝入口烟温的实际情况选用。

参考文献：

[1] 何凯，耿得标，陶丽，张晶晶.超临界火电机组全负荷脱硝技术改造的探讨[C],2016清洁高效燃煤发电技术交流研讨会论文集,2016,386-393.

[2]苏晖．全负荷SCR脱硝技术分析及研究[J].科技视野，2015(2)：316—317．

[3] 江勇,吕新乐,边鹏飞,韩 琪. 600MW机组烟气脱硝SCR系统全负荷投运策略研究及应用[J].山东电力技术，2015(10)：61—64．

[4] 黄文静,藏苏峰,艾謇美,康志宏.电站燃煤锅炉全负荷SCR脱硝控制技术探讨[J], 节能技术, 2015(2)：189—193．

[5] 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．