關(guān)祥豐，焦裕龍，吳小明

(華電濰坊發(fā)電有限公司，山東 濰坊 261204)

2×670 MW火電機組脫硝全工況改造分析及應用

關(guān)祥豐，焦裕龍，吳小明

(華電濰坊發(fā)電有限公司，山東 濰坊 261204)

近年來國家對發(fā)電企業(yè)環(huán)保要求越來越高，超低排放改造成為各電廠改造的重點。為實現(xiàn)超低排放的目標，某發(fā)電公司對2×670 MW機組進行脫硝全工況改造。結(jié)合公司實際情況，通過進行省煤器分級改造以改善原有SCR系統(tǒng)在機組低負荷運行時退出的情況，同時在預留層安裝催化劑以提高脫硝效率。經(jīng)過改造，在鍋爐效率不變的情況下，脫硝投入率和脫硝效率增加，機組氮排放達到超低排放標準，機組實現(xiàn)脫硝全工況運行，達到預期目標。

脫硝全工況；超低排放；省煤器分級改造；SCR入口煙溫

0 引言

2015年12月2日召開的國務院常務會議決定， 2020年之前燃煤電廠全面實施超低排放。山東區(qū)域?qū)Τ团欧诺囊?guī)定更為嚴格，要求氮氧化物排放不超過50 mg/m3。

為了達到煙氣脫硝的目的，國內(nèi)應用最多的是選擇性催化還原(SCR)技術(shù)。SCR系統(tǒng)的安全反應溫度區(qū)間為320～400 ℃，然而當鍋爐低負荷運行時，SCR入口煙氣溫度往往低于SCR系統(tǒng)安全反應溫度的下限值，脫銷裝置將無法正常運行。隨著NOx排放要求的嚴格執(zhí)行，必須對鍋爐進行相應改造，方能滿足國家要求。

1 脫硝全工況改造前機組運行情況

某公司2×670 MW鍋爐為上海鍋爐廠設(shè)計、生產(chǎn)的超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流爐，系單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風、Π型露天布置、固態(tài)排渣、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)。

改造前機組運行的熱力數(shù)據(jù)見表1。當鍋爐在75% 鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)以下工況運行時，SCR入口煙溫均低于320 ℃，達不到SCR系統(tǒng)安全運行的要求，脫硝裝置因此自動停運，導致煙氣排放不達標，即改造前該公司鍋爐不能滿足脫硝全工況的要求。

2 改造方案分析

當前脫硝全工況改造技術(shù)主要有煙氣旁路技術(shù)、給水旁路技術(shù)和省煤器分級改造技術(shù)等[1-4]。

表1 改造前機組運行的熱力數(shù)據(jù)

2.1 煙氣旁路技術(shù)

煙氣旁路技術(shù)是在省煤器入口煙道處開孔，抽取一定量的高溫煙氣直接進入SCR入口處，以提高鍋爐低負荷運行時SCR的入口煙氣溫度[5]。增設(shè)煙氣旁路需要設(shè)置擋板門以及電動執(zhí)行機構(gòu)等輔助設(shè)備，同時需要在爐后區(qū)域增設(shè)煙道的支撐等。但是由于部分高溫煙氣不參與加熱給水會引起空預器出口煙氣溫度增加，而一般認為排煙溫度每增加1 ℃鍋爐效率降低0.5%[6]，這對電廠的經(jīng)濟效益不利；另一方面，由于煙氣擋板處于較高的工作溫度，因而存在變形、卡澀的可能，同時在擋板轉(zhuǎn)軸處會存在積灰，影響系統(tǒng)的穩(wěn)定性。由于該公司鍋爐爐后區(qū)域設(shè)施布置比較緊湊，并不具備設(shè)置煙氣旁路的空間，因而煙氣旁路技術(shù)不適合在該公司推行。

2.2 給水旁路技術(shù)

圖1為給水旁路技術(shù)原理圖，即在省煤器進口集箱之前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水短路，直接引至下降管中，減少流經(jīng)省煤器的給水量，從而減少省煤器從煙氣中的吸熱量，以達到提高SCR入口煙溫的目的。

為了考量給水旁路技術(shù)的可行性，對給水旁路方案進行計算，部分計算數(shù)據(jù)見表2。從計算結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，改造前后給水流量不變，旁路流量增加；75%BMCR，50%BMCR，25%BMCR工況下，SCR入口煙溫均有所增加，但三者最大值剛剛達到320℃，不能保證脫硝系統(tǒng)的安全可靠運行；改造后的鍋爐效率也存在一定程度的下降，因此給水旁路技術(shù)也不適合該公司的脫硝全工況改造。

表2 給水旁路方案計算數(shù)據(jù)

圖1 給水旁路技術(shù)原理

2.3 省煤器分級改造技術(shù)

省煤器分級改造技術(shù)是近年來各電廠常用的1種改造技術(shù)，即將省煤器分級布置，如圖2，圖3所示，其中圖2為改造前省煤器布置圖，圖3為改造后省煤器布置圖。省煤器1部分布置在原省煤器位置，其受熱面積小于原省煤器受熱面積，另1部分布置于脫硝系統(tǒng)之后，2級省煤器通過中間集箱和給水管道進行連接。分級改造后2級省煤器的總吸熱面積與之前相當，可以保障給水吸熱不變即鍋爐效率不變的情況下提高脫硝入口煙氣溫度[7]，進而達到實現(xiàn)脫硝全工況的目的。省煤器分級改造方案計算數(shù)據(jù)見表3。

圖2 改造前省煤器布置

圖3 改造后省煤器布置

經(jīng)過對上述3種方案的分析對比，該公司最終采用省煤器分級改造技術(shù)進行脫銷全工況改造。

3 改造的實施及改造效果

該公司原有省煤器是單煙道布置，置于鍋爐的后煙井低溫再熱器下方，采用光管蛇形管，順列排列，與煙氣成逆流布置。管排規(guī)格為?47.6mm×7.5mm，材料為SA-210C，共167片，每片受熱面由4根并聯(lián)蛇形套管組成，總計有668根管子。

3.1 省煤器分級改造的具體實施

為滿足最低負荷即30%BMCR工況下SCR入口煙氣溫度達到320.0 ℃，分級省煤器對應的面積為8 500m2。而當分級省煤器面積達到8 500m2時，在BMCR工況下SCR入口煙溫402.3 ℃，超過SCR系統(tǒng)安全反應工作溫度上限，因而宜拆除部分省煤器以降低SCR入口煙溫。

表3 省煤器分級改造方案計算數(shù)據(jù)

為保障BMCR工況下SCR入口煙氣溫度低于催化劑反應上限，考慮到煤種變化引起的溫度波動，計算選用上限溫度為390.0 ℃，此時分級省煤器面積應為6 700m2，此面積在50%BMCR(335MW負荷)工況下SCR入口煙溫為329.7 ℃，在最低30%BMCR工況下SCR入口煙溫為308.4 ℃。

從#3，#4機組歷史運行數(shù)據(jù)來看，機組正常運行負荷基本都在330MW(49%BMCR)以上，很少達到330MW以下負荷，如圖4，圖5所示。綜合考慮，當分級省煤器面積為6 700m2時，在330MW負荷下SCR入口煙氣溫度達到324.3 ℃，滿足SCR系統(tǒng)正常運行的煙溫要求。

圖4 2014年12月至2015年6月#3機組的負荷曲線

圖5 2014年12月至2015年6月#4機組的負荷曲線

另外在防磨防爆檢查中發(fā)現(xiàn)，該公司原省煤器管排處出現(xiàn)了不同程度的磨損。為了減輕省煤器的磨損，改造后省煤器更換為H型鰭片管省煤器[8]，此措施等同增加了1級省煤器的受熱面積，在一定程度上降低了鍋爐排煙溫度。

3.2 改造結(jié)果

該公司分別于2015年12月和2016年6月完成了2×670MW省煤器分級改造工作，同時為了提高脫硝效率并降低氮排放，在原SCR預留層安裝了催化劑?，F(xiàn)階段已經(jīng)通過了環(huán)保部門的驗收。改造后#3，#4機組SCR入口煙溫有了明顯提升，入口煙溫平均溫度區(qū)間由330～360 ℃提升到350～380 ℃，脫硝裝置正常運行，脫硝系統(tǒng)可以全工況投用。

同時為達到超低排放的目標，改造過程中在預留層安裝了催化劑，脫硝效率進一步提高。表4為機組改造前后的脫硝系統(tǒng)關(guān)鍵數(shù)據(jù)(小修結(jié)束后的熱態(tài)驗收數(shù)據(jù))。從表中可以看出，經(jīng)過改造后機組的脫硝投入率特別是脫硝效率得到提升，#3，#4機組氮氧化物排放質(zhì)量濃度由之前的67.5mg/m3和60.8mg/m3分別降低到38.8mg/m3和41.2mg/m3，達到超低排放的要求。

表4 改造前后 #3， #4機組脫硝數(shù)據(jù)

4 結(jié)論

該公司對2×670MW機組進行脫硝全工況改造后，通過了環(huán)保部門的超低排放驗收。本次改造有以下幾點可供國內(nèi)相似機組借鑒。

(1)省煤器分級改造技術(shù)可以在保障鍋爐效率不變的情況下，提高機組低負荷運行時SCR入口煙溫，為脫硝全工況運行打下了堅實基礎(chǔ)。

(2)分級改造時原省煤器舊管道的割除應根據(jù)機組的具體情況實施，通過對歷年機組運行情況分析以確定運行最低負荷，并將之作為確定脫硝入口最低煙溫的依據(jù)。

(3)省煤器分級改造配合脫硝預留層催化劑安裝，可以提高機組的脫硝效率，使氮排放達到超低排放的要求。

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(本文責編：劉炳鋒)

2016-09-02；

2016-10-31

TK 227

B

1674-1951(2017)01-0068-03

關(guān)祥豐(1991—)，男，山東滕州人，工學碩士，從事鍋爐檢修方面的工作(E-mail:swlingyun@163.com)。