羅江勇，呂新樂，邊鵬飛，韓琪

（1.廣東珠海金灣發(fā)電有限公司，廣東珠海519000；2.北京理工大學(xué)珠海學(xué)院，廣東珠海519000）

600 MW超臨界鍋爐全負(fù)荷工況脫硝改造方案探討

羅江勇1，呂新樂1，邊鵬飛1，韓琪2

（1.廣東珠海金灣發(fā)電有限公司，廣東珠海519000；2.北京理工大學(xué)珠海學(xué)院，廣東珠海519000）

隨著國家環(huán)保指標(biāo)的不斷收緊和核電項(xiàng)目的大量建成投運(yùn)，國內(nèi)火電廠一方面承受著排放指標(biāo)的壓力，另一方面面臨著機(jī)組長時(shí)處于低負(fù)荷運(yùn)行的現(xiàn)實(shí)，因此對目前投運(yùn)較多的SCR脫硝設(shè)備進(jìn)行升級改造，保證低負(fù)荷下的脫硝投運(yùn)，以進(jìn)一步降低機(jī)組NOx排放量勢在必行。對國內(nèi)外廣泛關(guān)注的幾個(gè)改造方案優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行分析，期望為國內(nèi)電廠的SCR升級改造提供一定參考。

SCR；脫硝改造；全負(fù)荷工況

0　引言

氮氧化物作為燃煤電廠的大氣污染物之一，是形成光化學(xué)煙霧、酸雨污染的主要來源［1］。近年來，我國的環(huán)保力度不斷加大，隨著國家《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》、《環(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》等一系列文件的發(fā)布與實(shí)施，國家及地方環(huán)保部門對目前占據(jù)國內(nèi)發(fā)電份額最大的火電機(jī)組的NOx排放指標(biāo)進(jìn)行了更加嚴(yán)格的限制，使得國內(nèi)大量火電廠匆忙上馬了大量脫硝設(shè)備［2-4］。但由于建設(shè)初期環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)要求不高、設(shè)計(jì)裕度不夠，加上工期緊、任務(wù)重，絕大部分新上的脫硝設(shè)備均不同程度地存在投運(yùn)率均不高的現(xiàn)象［5-6］。

相對于效率較低、可靠性差的SNCR脫硝技術(shù)，目前國內(nèi)的絕大部分火力電廠均選擇了SCR脫硝技術(shù)［7-8］，該技術(shù)成熟、成本經(jīng)濟(jì)、效率可達(dá)80%以上，但為保證催化劑的活性，對進(jìn)口煙氣溫度一定要求（一般為310～420℃）。當(dāng)反應(yīng)溫度低于下限值時(shí)，所噴入的NH3中氨分子很少與NOx反應(yīng)，而是首先與SO3和H2O反應(yīng)生成（NH4）2SO4或NH4HSO4［9-11］，它們一方面附著在催化劑表面，引起污染積灰并堵塞催化劑的通道與微孔，降低催化劑的活性，另一方面被高速流動(dòng)的煙氣帶至空預(yù)器搪瓷換熱元件表面，堵塞換熱元件孔洞，造成空預(yù)熱差壓異常。

目前國內(nèi)絕大部分超（超）臨界鍋爐在低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，SCR脫硝煙道處進(jìn)口煙溫均低于下限溫度，為保證催化劑的安全，絕大部分電廠均選擇在低負(fù)荷時(shí)不投脫硝設(shè)備，導(dǎo)致脫硝整體投運(yùn)率不高。隨著近期國家《排污費(fèi)征收標(biāo)準(zhǔn)管理辦法》即將執(zhí)行，通過對NOx的排放量實(shí)施懲罰性收費(fèi)來補(bǔ)貼嚴(yán)格實(shí)施排放控制的電廠，脫硝設(shè)備投運(yùn)率不高的弊端開始顯現(xiàn)出來。因此，如何解決火電廠低負(fù)荷工況下脫硝入口溫度偏低、提高脫硝設(shè)備投運(yùn)率的問題成為國內(nèi)各設(shè)計(jì)院、環(huán)保公司的關(guān)注焦點(diǎn)。

目前國內(nèi)在提高SCR脫硝設(shè)備投運(yùn)率所采取的措施基本集中于運(yùn)行方面［12-13］，如選擇硫份較低的煤種，通過降低煙氣中SOx濃度來減少硫酸氫銨的生成；嚴(yán)格控制適當(dāng)?shù)膰姲绷?，對NH3的輸入量的控制應(yīng)要求既能保證NOx的脫除效率，又能保證較低的氨逃逸量，防止多余的NH3與煙氣中的SOx反應(yīng)形成銨鹽，導(dǎo)致催化劑失活和空預(yù)器堵塞；在SCR進(jìn)口煙溫較低時(shí)，加強(qiáng)催化劑區(qū)域及空預(yù)器區(qū)域的吹掃，盡量減少硫酸鹽形成后的大量堆積等控制方面，國內(nèi)很少有電廠通過相應(yīng)的設(shè)備改造來保證機(jī)組低負(fù)荷時(shí)的脫硝設(shè)備投運(yùn)，改造狀況及運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)有待補(bǔ)充。

國外脫硝設(shè)備投運(yùn)初期，也存在入口煙溫不達(dá)標(biāo)問題，其關(guān)于提高SCR進(jìn)口煙溫的改造思路主要集中于煙氣旁路、水旁路、分級省煤器、熱水再循環(huán)幾方面。

1　煙氣旁路方案

圖1為SCR脫硝的煙氣旁路改造示意圖，從圖中可以看出，該方案的設(shè)計(jì)思路是從后豎井煙道下方、省煤器管組處后包墻引出一路未經(jīng)受熱面吸熱降溫的煙氣旁路至SCR進(jìn)口煙道處，在與經(jīng)過省煤器吸熱后的低溫?zé)煔饣旌虾?，進(jìn)入SCR脫硝催化劑區(qū)域，進(jìn)行催化還原反應(yīng)。

從技術(shù)及經(jīng)濟(jì)性看，該方案對現(xiàn)有設(shè)備的改動(dòng)較小，對現(xiàn)有設(shè)備的可利用空間要求不高，僅僅增加了煙道及閘板門等附屬設(shè)備，投資相對較小，但為提高入口煙溫，該方案在一定程度上了降低了鍋爐效率，影響了機(jī)組經(jīng)濟(jì)性能。從設(shè)備可靠性方面考慮，目前國內(nèi)多數(shù)電廠的軌道式熱風(fēng)閘板門均存在不同程度的變形、卡澀等問題，穩(wěn)定性不高，且該處由于運(yùn)行環(huán)境惡劣（高溫、粉塵大），對擋板的可靠性提出了更高的要求，特別是當(dāng)機(jī)組在長時(shí)間高負(fù)荷運(yùn)行后，突然開啟該旁路時(shí)，能否正常開啟均需充分考慮。

歐美、日本部分早期建成的電廠裝設(shè)有SCR脫硝旁路煙道［14］，但其出發(fā)點(diǎn)主要在于防止鍋爐啟?；虮軙r(shí)，部分易于凝結(jié)的煙氣造成催化劑堵塞等安全問題，針對提高SCR進(jìn)口煙溫而考慮的省煤器煙道旁路雖有研究，但鮮有投產(chǎn)。旁路煙道在實(shí)際運(yùn)行過程中，所產(chǎn)生的積灰、擋板門變形、卡澀等問題值得參考借鑒。國內(nèi)某電廠已初步完成煙氣旁路改造，但存在一定的運(yùn)行問題，實(shí)際投運(yùn)不多。

圖1　SCR脫硝煙氣旁路

2　分級省煤器方案

圖2為SCR脫硝分級省煤器改造方案的示意圖，可以看出，該方案將原布置于后煙井處的部分省煤器管組移至SCR脫硝催化劑后方，再由連接管道將前后省煤器連通，通過減少后煙井處省煤器管組的吸熱量來提高SCR脫硝進(jìn)口煙溫，并保證空預(yù)器進(jìn)口溫度不變，在保證不影響鍋爐效率的基礎(chǔ)上改進(jìn)低負(fù)荷工況下的煙溫較低問題。

從技術(shù)及經(jīng)濟(jì)性看，該方案對現(xiàn)有設(shè)備改動(dòng)較大，需將原省煤器管組切割吊裝移位，焊口較多，工作量較大，且要求催化劑下方的煙道具有一定空間；由于增加了管組及內(nèi)部工質(zhì)，需對現(xiàn)有脫硝鋼梁承重情況進(jìn)行校核；現(xiàn)有設(shè)備的可利用率較高；從設(shè)備可靠性方面考慮，由于煙氣經(jīng)過了脫硝催化劑的還原反應(yīng)，需加強(qiáng)對催化劑下方省煤器管組的腐蝕情況監(jiān)測。該方將將省煤器的位置進(jìn)行了調(diào)整，可通過增加鰭片省煤器的面積來進(jìn)一步降低鍋爐煙溫，以進(jìn)一步提高鍋爐效率和機(jī)組經(jīng)濟(jì)性。

圖2　SCR脫硝分級省煤器布置

國內(nèi)有粵電金灣電廠、國華定州電廠等完成了改造，并投入運(yùn)行，經(jīng)第三方監(jiān)測，在低至220 MW的負(fù)荷下，均可投入脫硝系統(tǒng)運(yùn)行，表明該方案切實(shí)可行。

3　省煤器水旁路方案

圖3為省煤器水旁路方案示意圖，該方案將省煤器進(jìn)口管道的部分供水直接引至省煤器中間聯(lián)箱或出口聯(lián)箱，通過減少省煤器管組內(nèi)工質(zhì)對高溫?zé)煔獾奈鼰崃?，保證SCR入口煙溫不會太低。

圖3　省煤器水旁路

該方案對現(xiàn)有設(shè)備改動(dòng)不大，只是在原來的基礎(chǔ)上了新增加了水旁路管道及相應(yīng)的泵、閥門等控制設(shè)備，相對于其他方案來說，工作量不大，改造費(fèi)用較低，但對鍋爐效率有一定影響，且該方案對SCR進(jìn)口煙溫提高有限，50%以上負(fù)荷時(shí)，可保證脫硝設(shè)備的投運(yùn)，但負(fù)荷更低時(shí)，無法進(jìn)一步控制煙溫，當(dāng)機(jī)組長時(shí)間處于低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，無法保證投運(yùn)率。

4　省煤器水旁路與熱水再循環(huán)綜合方案

圖4為省煤器水旁路與熱水再循環(huán)綜合改造方案，該方案是在單純省煤器水旁路的方案上演變而來，可彌補(bǔ)水旁路方案在更低負(fù)荷時(shí)無法保證煙溫滿足要求的缺點(diǎn)，該方案的思路是將經(jīng)過省煤器管組加熱的給水部分返回省煤器進(jìn)口集箱，經(jīng)充分混合后，提高省煤器管內(nèi)工質(zhì)的溫度，減少管組內(nèi)外溫差，減少給水的吸熱量，從而保證煙氣溫度滿足下限要求。

圖4　省煤器水旁路與熱水再循環(huán)綜合方案

該方案在省煤器水旁路的基礎(chǔ)上，增加了熱水循環(huán)管道及相應(yīng)的泵、閥門等設(shè)備，施工量較小，檢修工期較短，維護(hù)較為簡單。據(jù)估算，采用該方案，基本可保證35%及以上負(fù)荷工況的脫硝投運(yùn)，可進(jìn)一步保證機(jī)組在長時(shí)低負(fù)荷工況下的脫硝投運(yùn)率。但該方案投資較高，對高壓泵及閥門的穩(wěn)定性提出了更高要求，且在一定程度了影響了機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性能。

5　結(jié)語

煙氣旁路改造方案對現(xiàn)有設(shè)備的改動(dòng)較小，投資少，但該方案在提高煙氣溫度的同時(shí)，降低了鍋爐效率，影響了機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性；分級省煤器改造方案對現(xiàn)有設(shè)備改動(dòng)較大，在保證不影響鍋爐效率的情況下，解決了低負(fù)荷工況下的煙溫低的問題，目前在國內(nèi)電廠已有實(shí)際應(yīng)用，反饋較好；省煤器水旁路方案對現(xiàn)有設(shè)備改動(dòng)不大，改造費(fèi)用較低，但對鍋爐效率也有一定影響；省煤器水旁路與熱水再循環(huán)綜合改造方案能保證低負(fù)荷時(shí)的煙氣溫度，但也降低了機(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

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［14］W.Nischt，B.Wooldridge，J Bigalbal.Recent SCR retrofit experience on coal-fired boilers［C］.New Orleans：Power-Gen International，1999.

De-NOxTransformation Scheme for Full Load in 600 MW Supercritical Boilers

LUO Jiangyong1，LV Xinle1，BIAN Pengfei1，HAH Qi2
（1.Guangdong Zhuhai Jinwan Power Generation Co.，Ltd.，Zhuhai，519000，China；2.Beijing Institute of Technology，Zhuhai，519000，China）

With the tighten of national environmental indicators and the establishment of a large number of nuclear power plants，the thermal powerplant are facing the pressure of the environment protection and longtime low load conditions，Upgrading and reconstruction of the SCR De-NOxequipment are necessary，the transformation can improve the operation rate in low load conditions.Advantages and disadvantages of transformation schemes focused at home and abroad are analyzed，and hope to provide certain reference for the SCR upgraded.

SCR；de-NOxtransformation；full load

X701.7

B

1007-9904（2015）10-0061-03

2015-07-06

羅江勇（1986），男，工程師，主要從事火力發(fā)電廠鍋爐本體及輔機(jī)設(shè)備的檢修與管理工作。