成都萬(wàn)基電力設備制造有限公司
成都萬(wàn)基石油機械制造有限公司

0 引言

常規電站鍋爐，在整個(gè)個(gè)鍋爐煙氣流程中，空氣預熱器之前的最后一級鍋爐受熱面為省煤器，目的是降低預熱器進(jìn)口煙溫，節省燃煤消耗量。SCR脫硝裝置布置在省煤器和預熱器之間。目前電站鍋爐的脫硝裝置均為選擇性催化還原類(lèi)，采用的催化劑通常工作溫度范圍在300—400℃之間。超過(guò)溫度范圍催化劑將不能發(fā)揮應有的作用。常規鍋爐設計中，會(huì )存在如下問(wèn)題：在機組負荷較高時(shí)，脫硝裝置進(jìn)口煙溫正好在催化劑正常運行范圍；而在機組負荷較低時(shí)．脫硝裝置進(jìn)口煙溫氣溫度較低，低于催化劑的正常使用溫度。若在低負荷時(shí)將脫硝裝置進(jìn)口的設計煙溫提高到滿(mǎn)足催化劑的要求，則在高負荷時(shí)煙溫會(huì )更高，引起排煙溫度高，鍋爐效率低，煤耗量大。因此，一般情況下都按在高負荷時(shí)滿(mǎn)足較低的排煙溫度來(lái)進(jìn)行設計，這將致使電廠(chǎng)在低負荷時(shí)只能將脫硝裝置解列運行。這已不適應最新的電廠(chǎng)氮氧化物排放化指標的要求。

1 工藝系統及主要設備簡(jiǎn)介

某電廠(chǎng)一期工程2*1000MW機組鍋爐為上海鍋爐廠(chǎng)引進(jìn)ALSTOM技術(shù)生產(chǎn)的超超臨界變壓直流煤粉爐，型號為SG-3102/27.56-M54X，該鍋爐在不同負荷時(shí)省煤器出口煙氣溫度如下表所示：
該電廠(chǎng)脫硝系統是機組建成投產(chǎn)后由技改增加的。脫硝催化劑采用日立造船公司生產(chǎn)的NOXNON700(S-4)型催化劑，催化劑基材為T(mén)iO2，活性物質(zhì)為V2O5、WO3，廠(chǎng)家介紹該型催化劑的最佳工作溫度為320-390℃，當溫度低于310℃時(shí)，催化劑效率低于80%。推薦310℃為該催化劑最低連續運行溫度，當脫硝裝置進(jìn)出口溫度小于310℃時(shí)，脫硝裝置應退出運行。

該電廠(chǎng)目前設置脫硝退出溫度為293℃，允許投入溫度為300℃，低于催化劑廠(chǎng)家給出的推薦值，機組負荷500MW，脫硝反應器有時(shí)會(huì )退出運行，不能滿(mǎn)足全程投入的要求，環(huán)保排放不達標；同時(shí)長(cháng)期低負荷時(shí)，由于催化劑效率低，導致NH3逃逸率高，生產(chǎn)硫酸氫氨，導致空預器堵塞。

圖1 脫硝催化劑溫度——效率曲線(xiàn)

2 SCR脫硝裝置全負荷運行改造技術(shù)

要實(shí)現SCR脫硝裝置全負荷運行，技術(shù)改造路線(xiàn)有兩個(gè)：

1、讓催化劑適應鍋爐煙溫，采用低溫催化劑替代現有催化劑；

2、讓鍋爐煙溫適應催化劑，改造鍋爐省煤器及煙風(fēng)系統等。因煙氣低溫SCR催化技術(shù)尚不成熟，沒(méi)有應用于工程實(shí)踐的低溫脫硝催化劑劑，因此目前只能采用技術(shù)路線(xiàn)2.

采用技術(shù)路線(xiàn)2，提高脫硝裝置SCR入口處煙氣溫度，一共有四種方案供選擇，即:設置旁路煙道、設置省煤器旁路、省煤器分級改造、回熱抽汽補充給水加熱改造。下面對四種方案及其優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行簡(jiǎn)單的介紹：

（一）設置旁路煙道

示意圖如上。在省煤器進(jìn)口位置的煙道上開(kāi)孔，抽一部分煙氣至SCR接口處為（提高混合效果，也可以在尾部后煙道低溫過(guò)熱器管屏中、下層之間抽高溫煙氣），設置煙氣擋板，增加部分鋼結構和支吊架。在低負荷時(shí)，通過(guò)抽取較高溫煙氣與省煤器出口過(guò)來(lái)的煙氣混合，使低負荷時(shí)SCR入口處煙氣溫度達到320℃以上。旁路煙道上需要加裝膨脹節、電動(dòng)關(guān)斷擋板、調節擋板進(jìn)行調節煙氣流量及溫度。

優(yōu)點(diǎn)：投資成本相對較低；通過(guò)調節擋板調節煙氣流量可使催化劑工作于最佳反應溫度范圍。

缺點(diǎn)：對煙氣擋板的可靠性要求較高；降低鍋爐效率。

如果煙氣擋板的密封性能變差，或煙氣擋板開(kāi)啟后無(wú)法關(guān)閉，在高負荷時(shí)有部分高溫煙氣從旁路煙道泄露，直接進(jìn)入SCR裝置，這是煙氣溫度將會(huì )出現高于催化劑最高允許溫度的風(fēng)險，可能會(huì )對催化劑帶來(lái)致命的破壞；同時(shí)，由于在后煙井設置抽煙氣口，將會(huì )對后面整個(gè)流場(chǎng)帶來(lái)影響，省煤器的換熱可能會(huì )出現較大的偏差，同時(shí)，高溫煙氣被旁路掉，導致省煤器吸熱不足，可能對整個(gè)汽水系統的熱量分配帶來(lái)較大的不利影響，影響鍋爐的出力、效率，直至鍋爐的穩定性。

如果長(cháng)期不在低負荷運行，也就是擋板門(mén)處于常閉狀態(tài)，可能會(huì )導致積灰、卡澀打不開(kāi)，也可能在長(cháng)打開(kāi)的時(shí)候，關(guān)閉時(shí)保證能可靠關(guān)閉。

同時(shí)采取此改造方案，鍋爐低負荷運行時(shí)，會(huì )導致排煙溫度升高10～20℃，影響機組經(jīng)濟性（熱效率可能降低0.5～1%）。

（二）設置省煤器旁路

在省煤器進(jìn)口集箱以前設置調節閥和連接管道，將部分給水短路，直接引至下降管，減少給水在省煤器中的吸熱量，以達到提高省煤器出口煙溫的目的。此方案在機組50%負荷左右，基本可行,省煤器后煙氣溫度可達到320℃，但在更低負荷的時(shí)候，需要旁路的給水量太大，在省煤器中介質(zhì)可能會(huì )產(chǎn)生超溫現象，威脅到機組的安全性。旁路量不太大時(shí)也有可能發(fā)生汽水兩相混合不均情況。此外，也會(huì )導致排煙溫度升高10～30℃，影響機組經(jīng)濟性（熱效率可能降低0.5～1.5%）。

如果基于目前脫硝裝置投、退溫度，需要調節煙溫溫度較低（10℃以?xún)龋?，可采取本方案。如果把脫硝投退溫度改?20℃，需要旁路的給水量較大，可能會(huì )對省煤器的安全運行帶來(lái)影響。

(三）省煤器分級設置

改造范圍及原理（示意圖見(jiàn)下圖）：在進(jìn)行熱力計算的基礎上，將原有省煤器部分（靠煙氣下游部分拆除），在SCR反應器后增設一定量的省煤器熱面。給水直接引至位于SCR反應器后面的省煤器，然后通過(guò)連接管道引至位于SCR反應器前面的省煤器中。通過(guò)減少SCR反應器前省煤器的吸熱量，達到提高SCR反應器入口溫度在320℃以上的目的。煙氣通過(guò)SCR反應器脫氮之后，進(jìn)一步通過(guò)SCR反應器后的省煤器來(lái)吸收煙氣中的熱量，以保證空氣預熱器進(jìn)、出口煙溫基本不變，也就是說(shuō)，在保證SCR最低穩燃負荷以上所有負荷正常投運的同時(shí)，保證鍋爐的熱效率等性能指標不受影響。

優(yōu)點(diǎn)：不改變過(guò)路整個(gè)熱量分配和運行、調節方式，隨負荷變動(dòng)可調節范圍大，排煙溫度基本保持不變，鍋爐運行經(jīng)濟性得到保證。

缺點(diǎn)：投資成本相對較高，不太適合老機組改造；脫硝催化劑運行溫度整體提高，可能偏離催化劑的最佳反應溫度范圍，且脫硝催化劑高溫燒結的風(fēng)險上升。

（四）回熱抽汽補充給水加熱

回熱抽汽補充給水加熱技術(shù)是指從汽輪機高壓缸上選擇一個(gè)合適的抽汽點(diǎn)，將該抽汽引入一高加，在機組低負荷時(shí)投運該路抽汽，來(lái)提高給水溫度，以提高省煤器出口排煙溫度，而保證低負荷時(shí)SCR催化劑能夠安全穩定連續運行，實(shí)現全負荷脫硝的功能。

回熱抽汽補充加熱鍋爐給水原理圖

結合西門(mén)子1000MW機組的補汽技術(shù)，回熱系統改造增加的抽汽汽源可來(lái)自于汽輪機補汽閥后的管路，通過(guò)原補汽管路將高壓缸第五級后蒸汽通過(guò)減溫、減壓裝置后返供至一高加，其中抽汽壓力靠調門(mén)來(lái)控制。

回熱抽汽補充給水加熱方案的主要優(yōu)點(diǎn)：

1）能提高給水溫度約40℃，提高鍋爐排煙溫度20℃，可以保證脫硝系統在450MW以上全程安全投運。

2）使環(huán)保和節能達到統一。在保證脫硝裝置安全投運的前提下，低負荷汽輪機抽汽量的增加，提高了熱力系統的循環(huán)效率。根據SIEMENS計算，50%負荷工況下，可降低汽輪機熱耗57kJ/kw，相當于降低煤耗2.18克/千瓦時(shí)；另外結合低溫省煤器，可以將排煙溫度升高帶走的熱量進(jìn)行回收，避免排煙損失增加。

3）提高了鍋爐水動(dòng)力安全性。省煤器入口水溫的提高，使省煤器出口即水冷壁入口水溫亦相應提高，減少了水冷壁入口欠焓，顯著(zhù)提高了低負荷工況下的水動(dòng)力特性，大大提高了水冷壁的運行安全性。

（五）四種技術(shù)方案的比較

四、結論

1、隨著(zhù)環(huán)保電價(jià)政策的實(shí)施，低負荷停運脫硝系統的電廠(chǎng)不但面臨拿不到脫硝電價(jià)的風(fēng)險，而且存在Nox排放日均值超標后繳納巨額罰款的問(wèn)題。如何在低負荷下保持脫硝系統的穩定運行，是許多電廠(chǎng)目前面臨的問(wèn)題。

2、脫硝全負荷投運技術(shù)改造方案的選擇，