600 MW電站鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)全負荷投運改造方案研究與工程實踐

李德波，曾庭華，廖永進，余岳溪，李方勇

(廣東電網(wǎng)有限責任公司電力科學研究院，廣東 廣州 510080)

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600 MW電站鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)全負荷投運改造方案研究與工程實踐

李德波，曾庭華，廖永進，余岳溪，李方勇

(廣東電網(wǎng)有限責任公司電力科學研究院，廣東 廣州 510080)

摘要：針對某600 MW燃煤電廠低負荷時催化還原法(selective catalytic reduction，SCR)脫硝系統(tǒng)無法投運的現(xiàn)狀，提供了3種脫硝系統(tǒng)全負荷投運改造方案，同時進行相應的鍋爐熱力計算及方案對比，表明采用省煤器分級為最佳的改造方案并完成了現(xiàn)場改造實施。從SCR入口煙溫和鍋爐效率兩方面，對改造后效果進行分析，表明采用省煤器分級改造取得了較好的工程效果。

關(guān)鍵詞：SCR脫硝系統(tǒng)；全負荷投運；省煤器分級改造

隨著環(huán)境治理的嚴峻形勢，我國對NOx的排放限制將日益嚴格，國家環(huán)境保護部已經(jīng)頒布了《火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策》，明確在“十二五”期間將全力推進我國NOx的防治工作，將燃煤電站鍋爐NOx排放質(zhì)量濃度(標準狀態(tài)下，干基，氧體積分數(shù)φ(O2)=6%，下同)限定為100 mg/m3。目前國內(nèi)外電站鍋爐控制NOx技術(shù)主要有2種[1-4]：一種是控制生成，主要是在燃燒過程中通過各種技術(shù)手段改變煤的燃燒條件，從而減少NOx的生成量，即各種低NOx技術(shù)；二是生成后的轉(zhuǎn)化，主要是將已經(jīng)生成的NOx通過技術(shù)手段從煙氣中脫除掉，如選擇性催化還原法(selective catalytic reduction，SCR)、選擇性非催化還原法[1-8]。

某電廠3號、4號鍋爐為上海鍋爐廠有限公司引進法國ALSTOM技術(shù)自行設(shè)計制造的1 913 t/h超臨界直流鍋爐，在低負荷下，SCR入口煙氣溫度不能滿足SCR反應器中催化劑的溫度要求。隨著NOx排放要求的進一步嚴格執(zhí)行，低負荷時無法投運SCR將不能適應國家及地方環(huán)保標準，導致高額罰款甚至停止發(fā)電進行整改的嚴重后果。為此，必須尋求SCR入口煙氣溫度不滿足SCR反應器中催化劑溫度要求的解決方案。本文研究了3種改造方案，分析了3種改造方案的優(yōu)缺點，并通過現(xiàn)場改造實踐證明，改造方案三能夠滿足SCR脫硝系統(tǒng)全負荷投運要求，工程改造取得了較好的效果。

本文針對目前燃煤機組SCR脫硝系統(tǒng)全負荷投運改造方案選取和工程實踐效果分析，對我國其他火電廠SCR脫硝系統(tǒng)改造，具有較好的借鑒價值。

1鍋爐設(shè)備情況

3號、4號鍋爐為超臨界參數(shù)、變壓運行、螺旋管圈直流燃煤鍋爐，本體型式為單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)Π型、露天布置。燃燒方式采用低NOx同軸燃燒系統(tǒng)。表1為鍋爐設(shè)計參數(shù)，表2為鍋爐運行煤質(zhì)的情況。

表1鍋爐設(shè)計參數(shù)

名稱最大連續(xù)蒸發(fā)量額定工況蒸發(fā)量過熱蒸汽流量/(t·h-1)19131785過熱蒸汽出口壓力/MPa25.425.24過熱蒸汽出口溫度/℃571571再熱蒸汽流量/(t·h-1)1583.91484再熱蒸汽進口壓力/MPa4.394.11再熱蒸汽進口溫度/℃312306再熱蒸汽出口壓力/MPa4.203.93再熱蒸汽出口溫度/℃569569給水溫度/℃282278

注：表中壓力均為絕對壓力。

表2運行煤質(zhì)

項目設(shè)計煤種(神府東勝煤)校核煤種(晉北煙煤)實際煤種全水分質(zhì)量分數(shù)/%14.5010.058.60空氣干燥基水分質(zhì)量分數(shù)/%8.002.851.14收到基灰分質(zhì)量分數(shù)/%8.0025.0924.87干燥無灰基揮發(fā)分質(zhì)量分數(shù)/%35.0028.0037.75收到基碳質(zhì)量分數(shù)/%62.8353.4154.97收到基氫質(zhì)量分數(shù)/%3.623.063.60收到基氧質(zhì)量分數(shù)/%9.946.646.64收到基氮質(zhì)量分數(shù)/%0.700.720.85收到基硫質(zhì)量分數(shù)/%0.410.630.48收到基低位發(fā)熱量/(MJ·kg-1)22.76020.34820.650

2脫硝全負荷投運存在的技術(shù)問題

通過現(xiàn)場測試，鍋爐省煤器的出口煙溫曲線如圖1所示。

圖1　摻燒石炭煤時各負荷段下省煤器出口煙溫

由圖1可以看出，該電廠3號鍋爐在400 MW運行時省煤器出口煙溫為298 ℃，已經(jīng)低于SCR裝置的最佳反應溫度范圍。隨著負荷的降低，省煤器出口的煙氣溫度進一步降低，將不得不退出SCR裝置運行。

結(jié)合設(shè)計數(shù)據(jù)和運行數(shù)據(jù)，并考慮實際運行工況可能存在的偏差，大約負荷低于450 MW時，SCR入口處的煙氣溫度達不到SCR裝置允許運行最低溫度(314 ℃)的要求。在210～250 MW負荷區(qū)間，SCR入口處的煙氣溫度甚至只有260～270 ℃，脫硝系統(tǒng)根本不可能投運。此原因直接導致2013年度該機組SCR投運率只有45%。

查看鍋爐不同負荷時的運行狀況，以2012年8月8日部分時段3號爐的運行數(shù)據(jù)為例，如圖2所示。

圖2　3號爐省煤器出口煙氣溫度隨負荷變化曲線

由圖2可以看出，600 MW負荷下，省煤器出口煙氣溫度在346 ℃左右，300 MW負荷下，省煤器出口煙氣溫度在297 ℃左右。另根據(jù)4號爐2013年7月運行畫面，在600 MW負荷下，省煤器出口煙氣溫度為357 ℃。

從3號爐和4號爐運行數(shù)據(jù)可以看出，在2014年1月之前，省煤器出口煙氣溫度是較高的。2011—2013年，機組燃煤以低熔點高水分的神華煤、印尼煤為主，鍋爐受熱面存在結(jié)焦現(xiàn)象，且其氧量運行值較目前的數(shù)值大，故排煙溫度也偏高。燃用當前煤種，3號、4號爐均不存在結(jié)焦現(xiàn)象，且考慮到低氮燃燒問題，目前運行氧量一般也較低。因此，按照目前的燃煤及氧量控制，即使在夏季，省煤器出口煙氣溫度也不會高于2013以前的水平。

GB 13223—2011《火電廠大氣污染排放標準》要求，2014年7月1日后所有燃煤鍋爐氮氧化物排放須不超過100 mg/m3。為達到這一排放指標，電廠不僅使用了爐內(nèi)低氮燃燒器，還完成了SCR脫硝改造。

通常SCR裝置的最佳反應溫度范圍為320～400 ℃，對于特定的裝置，催化劑的設(shè)計溫度范圍稍有變化(該電廠催化劑溫度范圍為314～400 ℃)。通常按照鍋爐的正常負荷設(shè)計省煤器出口煙溫，當鍋爐低負荷運行時，省煤器出口煙氣溫度會低于下限值，無法滿足SCR裝置投運的溫度要求。雖然可通過燃燒調(diào)整、燃煤摻燒以及降低催化劑的噴氨溫度等措施，來降低各個負荷段的NOx的排放，但是仍然不能滿足要求。隨著NOx排放要求的進一步嚴格執(zhí)行，低負荷時無法投運SCR將不能適應國家及地方污染排放標準的要求。對此，必須對鍋爐進行相應改造，以解決這一問題。

3脫硝全負荷投運改造方案

當前全工況脫硝技術(shù)主要有：省煤器分級布置、省煤器煙氣旁路、省煤器再循環(huán)等幾種。綜合各脫硝技術(shù)的特點，結(jié)合電廠的實際情況，主要有如下幾種適合該電廠進行全工況脫硝改造的方案。

3.1方案一：省煤器簡單水旁路

該方案通過在省煤器進口集箱之前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水旁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，以達到提高省煤器出口煙溫的目的，如圖3所示。

圖3　省煤器簡單水旁路的原理圖

針對本項目的鍋爐受熱面的布置情況，通過熱力計算得到方案一的改造效果，見表3。

表3省煤器簡單水旁路方案計算結(jié)果

項目改造前400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)1087824718670旁路流量/(t·h-1)0000旁路比例/%0000省煤器出口煙溫/℃298.6282.6272.5263.0排煙溫度/℃105.4105.9103.2100.2項目改造后400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)1087824718670旁路流量/(t·h-1)652.2494.5373.4254.6旁路比例/%60605238省煤器出口煙溫/℃315.0290.0280.0272.0排煙溫度/℃110.2108.3105.2102.2

從表3可以看出，相比改造前，在220 MW負荷時，省煤器出口煙溫增加了9 ℃，排煙溫度增加了2 ℃，改造后省煤器出口煙溫有一定程度的增加，但是對于排煙溫度影響比較小。

方案一的改造范圍：需要設(shè)置管道旁路，包括冷熱水混合器、調(diào)節(jié)閥、截止閥、止回閥、新增原給水管道至下降管之間的給水管道、管道支吊架、其他疏水設(shè)置等。

3.2方案二：省煤器再循環(huán)

該方案是在方案一省煤器簡單水旁路的基礎(chǔ)上進一步發(fā)展的方案。第一部分同樣通過在省煤器進口集箱之前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水直接引至省煤器出口集箱，減少流經(jīng)省煤器的給水量，從而減小省煤器從煙氣中吸熱量。第二部分采用熱水再循環(huán)系統(tǒng)將省煤器出口的熱水再循環(huán)引至省煤器進口，提高省煤器進口的水溫，進一步降低省煤器的吸熱量，提高省煤器出口的煙氣溫度，如圖4所示。改造后熱力計算結(jié)果見表4。

圖4　省煤器再循環(huán)原理圖

表4省煤器再循環(huán)方案計算結(jié)果

項目改造前400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)1087824718670旁路流量/(t·h-1)0000循環(huán)泵流量/(t·h-1)0000省煤器出口煙溫/℃298.6282.6272.5263.0排煙溫度/℃105.4105.9103.2100.2項目改造后400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)1087824718670旁路流量/(t·h-1)300350380340循環(huán)泵流量/(t·h-1)300400400445省煤器出口煙溫/℃316.0315.0315.0315.0排煙溫度/℃110.5116.5113.8116.3

相比改造前，在220 MW負荷時省煤器出口煙溫增加了52 ℃，排煙溫度增加了16.1 ℃，改造后省煤器出口煙溫和排煙溫度有較大程度的增加。

方案二需要改造的范圍：在方案一的基礎(chǔ)上，增加了一套省煤器再循環(huán)系統(tǒng)，包括再循環(huán)泵、壓力容器罐、冷熱水混合器、調(diào)節(jié)閥、截止閥、止回閥，以及相應的疏水系統(tǒng)。

低負荷下，該類鍋爐水冷壁存在的問題為下爐膛螺旋管圈易超溫。超溫的主要原因為低負荷下給水量少，螺旋管圈流量分配困難，從而導致螺旋管流量偏差較大。

采用熱水再循環(huán)方案，穩(wěn)定運行狀態(tài)下，安全性是提高的。考慮到直流爐的特性，需要關(guān)注的核心問題為變負荷動態(tài)運行下，熱水循環(huán)泵流量和給水至下降管旁路流量的控制匹配問題。該問題需要從水循環(huán)系統(tǒng)設(shè)計及邏輯控制方面來解決，結(jié)合鍋爐本身特性進行有針對性的控制函數(shù)修改，可以保證機組安全穩(wěn)定的運行。

3.3方案三：省煤器分級設(shè)置

方案三是部分拆除原有的靠近煙氣下游的省煤器受熱面，在SCR反應器后增設(shè)一定的省煤器受熱面。給水直接引至位于SCR反應器后的省煤器，然后通過連接管道再引至位于SCR反應器前的省煤器。此方案減少了SCR反應器前省煤器的吸熱量，達到提高SCR入口煙氣溫度的目的，如圖5所示。

圖5　省煤器分級設(shè)置原理圖

若要實現(xiàn)220～600 MW全負荷能投入脫硝，根據(jù)鍋爐熱力計算得到，需分級設(shè)置6 659 m2省煤器受熱面積。熱力計算結(jié)果見表5至表7。

表5摻燒石炭煤時省煤器分級設(shè)置熱力計算結(jié)果

項目改造前600MW400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)17351087824718670SCR入口煙溫/℃335.0298.6282.6272.5263.0排煙溫度/℃120.7105.4105.9103.2100.2項目改造后600MW400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)17351087824718670SCR入口煙溫/℃381.6340.0322.6309.6304.0排煙溫度/℃120.7105.4105.9103.2100.2

注：改造后，SCR前省煤器減少受熱面積和SCR后省煤器增加受熱面積均為6 659 m2，下同。

表6負荷600 MW時燃用校核煤種時省煤器分級設(shè)置熱力計算表

項目改造前改造后給水流量/(t·h-1)17351735SCR入口煙溫/℃350.0398.3排煙溫度/℃138.4138.4

表7　負荷600 MW時燃用神府東勝煤混煤時省煤器

方案三的改造范圍：包括鍋爐后煙井的拆裝、原省煤器的部分受熱面的拆除、剩余省煤器與集箱的重新連接與恢復、SCR反應器下方的煙道打開與恢復、新增部分省煤器的安裝與支吊、SCR基礎(chǔ)鋼架的校核與加固、給水管道的安裝與支吊、SCR反應器的儀控和測點的移位、吹灰器的增加、平臺扶梯的增加等。

3.4三種方案投資成本及鍋爐經(jīng)濟性對比

表8為上述3種方案投資成本及鍋爐經(jīng)濟性對比分析。針對該電廠的煤種范圍，從方案的煙氣調(diào)節(jié)效果、方案的實施難度以及方案的穩(wěn)定性和經(jīng)濟性上看，可采用方案三，即省煤器分級設(shè)置的改造方案。

表8三種方案的投資成本及鍋爐經(jīng)濟性對比

方案投資成本/萬元對鍋爐經(jīng)濟性影響簡單水旁路約300高負荷對經(jīng)濟性不影響,220MW負荷下排煙溫度升高3℃左右省煤器再循環(huán)約2097高負荷對經(jīng)濟性不影響,低負荷下排煙溫度升高,一年由于排煙溫度升高引起的損失最大為118萬元;每年泵運行電費為60.8萬元,維護費用為75萬元省煤器分級設(shè)置約2388對鍋爐經(jīng)濟性不影響。對煤種適應性有一定要求

4改造效果分析

4.1省煤器分級改造后對SCR入口煙溫影響

為了驗證該電廠省煤器分級改造效果，對3號鍋爐進行了改造后試驗。表9為改造后SCR脫硝系統(tǒng)入口溫度變化。從表9可以得出，在進行省煤器分級改造后，在機組600 MW負荷下，脫硝入口A側(cè)和B側(cè)煙氣溫度分別為378 ℃和380 ℃，滿足“脫硝入口煙溫不高于400 ℃”的性能保證值的要求。在機組250 MW負荷下，脫硝入口A側(cè)和B側(cè)煙氣溫度分別為311 ℃和313 ℃，滿足“脫硝入口煙溫不低于309 ℃”的性能保證值的要求(改造后對SCR入口NOx質(zhì)量濃度進行了調(diào)節(jié)，適當降低了最低溫度)。通過省煤器分級改造后，脫硝系統(tǒng)達到了全負荷投運的要求。

表9改造后3號鍋爐主要參數(shù)

負荷/MW位置SCR入口煙溫/℃空氣預熱器入口煙溫/℃SCR出口NOx質(zhì)量濃度/(mg.m-3)600A37834328B38034730450A35832138B35632332300A32229238B32329436250A31128438B31328438

注：SCR入口煙溫的保證值為大于310 ℃但不大于400 ℃；空氣預熱器入口煙溫的保證值為不大于改造前試驗值；SCR出口NOx質(zhì)量濃度的保證值為50 mg/m3。

4.2省煤器分級改造后對鍋爐效率影響

表10為各試驗工況下鍋爐效率。在600 MW負荷工況和250 MW負荷工況下，修正后的鍋爐效率分別為94.31%和94.00%，滿足“鍋爐效率不小于93.9%”的性能保證值。

表10各試驗工況的鍋爐效率

項目600MW250MW入口氧的體積分數(shù)/%3.666.83飛灰中碳的質(zhì)量分數(shù)/%0.711.35排煙溫度/℃115.698.5修正后排煙溫度/℃117.8101.1鍋爐效率/%94.5294.23修正后鍋爐效率/%94.3194.00

5結(jié)論

針對某600 MW燃煤火電廠SCR脫硝系統(tǒng)低負荷無法投運的現(xiàn)狀，進行了省煤器分級改造，并取得了較好的結(jié)果。主要結(jié)論如下：

a)在進行省煤器分級改造后，在機組600 MW負荷下，脫硝入口A側(cè)和B側(cè)煙氣溫度分別為378 ℃和380 ℃，滿足“脫硝入口煙溫不高于400 ℃”的性能保證值的要求；

b)在機組250 MW負荷下，脫硝入口A側(cè)和B側(cè)煙氣溫度分別為311 ℃和313 ℃，滿足“脫硝入口煙溫不低于309 ℃”的性能保證值的要求；

c)在600 MW負荷工況和250 MW負荷工況下，修正后的鍋爐效率分別為94.31%和94.00%，滿足“鍋爐效率不小于93.9%”的性能保證值；

d)通過省煤器分級改造后，實現(xiàn)了脫硝系統(tǒng)全負荷投運，滿足了環(huán)保排放的要求。

本文的600 MW燃煤電廠SCR脫硝系統(tǒng)全負荷投運改造技術(shù)研究成果，為國內(nèi)同類型機組開展SCR脫硝系統(tǒng)全負荷投運改造，提供了一定的參考借鑒，具有較好的學術(shù)價值和工程應用價值。

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Research on Transformation Scheme for Full-load Operation of SCR Denitration System of 600 MW Substation Boiler and Engineering Practice

LI Debo, ZENG Tinghua, LIAO Yongjin, YU Yuexi, LI Fangyong

(Electric Power Research Institute of Guangdong Power Grid Co., Ltd., Guangzhou, Guangdong 510080, China)

Abstract：In allusion to the status quo of selective catalytic reduction (SCR) denitration system being unable to be in operation with low load in one 600 MW coal-fired power plant, this paper introduces three transformation schemes for full-load operation of the SCR system. Thermodynamic calculation for the boiler and comparison of schemes indicates that the optimal scheme is to use economizer classification and then field transformation is finished. In two aspects of entrance fuel gas temperature of SCR and boiler efficiency, it analyzes effects after transformation which indicates preferable engineering effects of classification transformation of the economizer.

Key words：SCR denitration system; full-load operation; classification transformation of economizer

收稿日期：2015-09-26修回日期：2016-05-30

基金項目：國家自然科學基金重點項目(51376161)

doi:10.3969/j.issn.1007-290X.2016.06.003

中圖分類號：X773

文獻標志碼：B

文章編號：1007-290X(2016)06-0012-06

作者簡介：

李德波(1984)，男，土家族，湖北宜昌人。高級工程師，工學博士，主要從事煤粉燃燒污染物控制，百萬超超臨界燃煤機組調(diào)試、試驗，煤粉燃燒高級數(shù)值模擬，大規(guī)模并行計算方法和程序開發(fā)等方面的研究。

曾庭華(1969)，男，浙江建德人。教授級高級工程師，工學博士，主要從事鍋爐調(diào)試、燃燒優(yōu)化、FGD系統(tǒng)調(diào)試及潔凈煤燃燒技術(shù)研究。

廖永進(1971)，男，陜西西安人。教授級高級工程師，工學碩士，主要從事火力發(fā)電廠基建調(diào)試、鍋爐燃燒優(yōu)化、節(jié)能減排等方面的技術(shù)研究和服務工作。

(編輯霍鵬)