600 MW超临界锅炉全负荷工况脱硝改造方案探讨

罗江勇，吕新乐，边鹏飞，韩琪

（1.广东珠海金湾发电有限公司，广东珠海519000；2.北京理工大学珠海学院，广东珠海519000）

600 MW超临界锅炉全负荷工况脱硝改造方案探讨

罗江勇1，吕新乐1，边鹏飞1，韩琪2

（1.广东珠海金湾发电有限公司，广东珠海519000；2.北京理工大学珠海学院，广东珠海519000）

随着国家环保指标的不断收紧和核电项目的大量建成投运，国内火电厂一方面承受着排放指标的压力，另一方面面临着机组长时处于低负荷运行的现实，因此对目前投运较多的SCR脱硝设备进行升级改造，保证低负荷下的脱硝投运，以进一步降低机组NOx排放量势在必行。对国内外广泛关注的几个改造方案优缺点进行分析，期望为国内电厂的SCR升级改造提供一定参考。

SCR；脱硝改造；全负荷工况

0　引言

氮氧化物作为燃煤电厂的大气污染物之一，是形成光化学烟雾、酸雨污染的主要来源［1］。近年来，我国的环保力度不断加大，随着国家《火电厂大气污染物排放标准》、《环境空气质量标准》等一系列文件的发布与实施，国家及地方环保部门对目前占据国内发电份额最大的火电机组的NOx排放指标进行了更加严格的限制，使得国内大量火电厂匆忙上马了大量脱硝设备［2-4］。但由于建设初期环保标准要求不高、设计裕度不够，加上工期紧、任务重，绝大部分新上的脱硝设备均不同程度地存在投运率均不高的现象［5-6］。

相对于效率较低、可靠性差的SNCR脱硝技术，目前国内的绝大部分火力电厂均选择了SCR脱硝技术［7-8］，该技术成熟、成本经济、效率可达80%以上，但为保证催化剂的活性，对进口烟气温度一定要求（一般为310～420℃）。当反应温度低于下限值时，所喷入的NH3中氨分子很少与NOx反应，而是首先与SO3和H2O反应生成（NH4）2SO4或NH4HSO4［9-11］，它们一方面附着在催化剂表面，引起污染积灰并堵塞催化剂的通道与微孔，降低催化剂的活性，另一方面被高速流动的烟气带至空预器搪瓷换热元件表面，堵塞换热元件孔洞，造成空预热差压异常。

目前国内绝大部分超（超）临界锅炉在低负荷运行时，SCR脱硝烟道处进口烟温均低于下限温度，为保证催化剂的安全，绝大部分电厂均选择在低负荷时不投脱硝设备，导致脱硝整体投运率不高。随着近期国家《排污费征收标准管理办法》即将执行，通过对NOx的排放量实施惩罚性收费来补贴严格实施排放控制的电厂，脱硝设备投运率不高的弊端开始显现出来。因此，如何解决火电厂低负荷工况下脱硝入口温度偏低、提高脱硝设备投运率的问题成为国内各设计院、环保公司的关注焦点。

目前国内在提高SCR脱硝设备投运率所采取的措施基本集中于运行方面［12-13］，如选择硫份较低的煤种，通过降低烟气中SOx浓度来减少硫酸氢铵的生成；严格控制适当的喷氨量，对NH3的输入量的控制应要求既能保证NOx的脱除效率，又能保证较低的氨逃逸量，防止多余的NH3与烟气中的SOx反应形成铵盐，导致催化剂失活和空预器堵塞；在SCR进口烟温较低时，加强催化剂区域及空预器区域的吹扫，尽量减少硫酸盐形成后的大量堆积等控制方面，国内很少有电厂通过相应的设备改造来保证机组低负荷时的脱硝设备投运，改造状况及运行经验有待补充。

国外脱硝设备投运初期，也存在入口烟温不达标问题，其关于提高SCR进口烟温的改造思路主要集中于烟气旁路、水旁路、分级省煤器、热水再循环几方面。

1　烟气旁路方案

图1为SCR脱硝的烟气旁路改造示意图，从图中可以看出，该方案的设计思路是从后竖井烟道下方、省煤器管组处后包墙引出一路未经受热面吸热降温的烟气旁路至SCR进口烟道处，在与经过省煤器吸热后的低温烟气混合后，进入SCR脱硝催化剂区域，进行催化还原反应。

从技术及经济性看，该方案对现有设备的改动较小，对现有设备的可利用空间要求不高，仅仅增加了烟道及闸板门等附属设备，投资相对较小，但为提高入口烟温，该方案在一定程度上了降低了锅炉效率，影响了机组经济性能。从设备可靠性方面考虑，目前国内多数电厂的轨道式热风闸板门均存在不同程度的变形、卡涩等问题，稳定性不高，且该处由于运行环境恶劣（高温、粉尘大），对挡板的可靠性提出了更高的要求，特别是当机组在长时间高负荷运行后，突然开启该旁路时，能否正常开启均需充分考虑。

欧美、日本部分早期建成的电厂装设有SCR脱硝旁路烟道［14］，但其出发点主要在于防止锅炉启停或爆管时，部分易于凝结的烟气造成催化剂堵塞等安全问题，针对提高SCR进口烟温而考虑的省煤器烟道旁路虽有研究，但鲜有投产。旁路烟道在实际运行过程中，所产生的积灰、挡板门变形、卡涩等问题值得参考借鉴。国内某电厂已初步完成烟气旁路改造，但存在一定的运行问题，实际投运不多。

图1　SCR脱硝烟气旁路

2　分级省煤器方案

图2为SCR脱硝分级省煤器改造方案的示意图，可以看出，该方案将原布置于后烟井处的部分省煤器管组移至SCR脱硝催化剂后方，再由连接管道将前后省煤器连通，通过减少后烟井处省煤器管组的吸热量来提高SCR脱硝进口烟温，并保证空预器进口温度不变，在保证不影响锅炉效率的基础上改进低负荷工况下的烟温较低问题。

从技术及经济性看，该方案对现有设备改动较大，需将原省煤器管组切割吊装移位，焊口较多，工作量较大，且要求催化剂下方的烟道具有一定空间；由于增加了管组及内部工质，需对现有脱硝钢梁承重情况进行校核；现有设备的可利用率较高；从设备可靠性方面考虑，由于烟气经过了脱硝催化剂的还原反应，需加强对催化剂下方省煤器管组的腐蚀情况监测。该方将将省煤器的位置进行了调整，可通过增加鳍片省煤器的面积来进一步降低锅炉烟温，以进一步提高锅炉效率和机组经济性。

图2　SCR脱硝分级省煤器布置

国内有粤电金湾电厂、国华定州电厂等完成了改造，并投入运行，经第三方监测，在低至220 MW的负荷下，均可投入脱硝系统运行，表明该方案切实可行。

3　省煤器水旁路方案

图3为省煤器水旁路方案示意图，该方案将省煤器进口管道的部分供水直接引至省煤器中间联箱或出口联箱，通过减少省煤器管组内工质对高温烟气的吸热量，保证SCR入口烟温不会太低。

图3　省煤器水旁路

该方案对现有设备改动不大，只是在原来的基础上了新增加了水旁路管道及相应的泵、阀门等控制设备，相对于其他方案来说，工作量不大，改造费用较低，但对锅炉效率有一定影响，且该方案对SCR进口烟温提高有限，50%以上负荷时，可保证脱硝设备的投运，但负荷更低时，无法进一步控制烟温，当机组长时间处于低负荷运行时，无法保证投运率。

4　省煤器水旁路与热水再循环综合方案

图4为省煤器水旁路与热水再循环综合改造方案，该方案是在单纯省煤器水旁路的方案上演变而来，可弥补水旁路方案在更低负荷时无法保证烟温满足要求的缺点，该方案的思路是将经过省煤器管组加热的给水部分返回省煤器进口集箱，经充分混合后，提高省煤器管内工质的温度，减少管组内外温差，减少给水的吸热量，从而保证烟气温度满足下限要求。

图4　省煤器水旁路与热水再循环综合方案

该方案在省煤器水旁路的基础上，增加了热水循环管道及相应的泵、阀门等设备，施工量较小，检修工期较短，维护较为简单。据估算，采用该方案，基本可保证35%及以上负荷工况的脱硝投运，可进一步保证机组在长时低负荷工况下的脱硝投运率。但该方案投资较高，对高压泵及阀门的稳定性提出了更高要求，且在一定程度了影响了机组的经济性能。

5　结语

烟气旁路改造方案对现有设备的改动较小，投资少，但该方案在提高烟气温度的同时，降低了锅炉效率，影响了机组的经济性；分级省煤器改造方案对现有设备改动较大，在保证不影响锅炉效率的情况下，解决了低负荷工况下的烟温低的问题，目前在国内电厂已有实际应用，反馈较好；省煤器水旁路方案对现有设备改动不大，改造费用较低，但对锅炉效率也有一定影响；省煤器水旁路与热水再循环综合改造方案能保证低负荷时的烟气温度，但也降低了机组运行的经济性。

［1］郝吉明，马广大.大气污染控制工程［M］.北京：高等教育出版社，2002.

［2］Hans Jense-Holm，Nan-Yu Topse，崔建华.选择催化还原（SCR）脱硝技术在中国燃煤锅炉上的应用（上）［J］.热力发电，2007，36（8）：13-18.

［3］石磊.燃煤锅炉SCR法烟气脱硝技术［J］.锅炉技术，2009，40（2）：76-80.

［4］黄波，李庆，李前宇，等.SCR烟气脱硝技术在国华三河发电厂的应用［J］.华北电力技术，2009（2）：29-31.

［5］陆建伟，曹志勇，李辉.燃煤机组烟气脱硝设施建设和运行情况及存在问题浅析［J］.电力科技与环保，2013，29（5）：4-7.

［6］彭祖辉.江苏省燃煤机组脱硝装置运行现状分析［J］.江苏电机工程，2013，32（6）：77-80.

［7］俞进旺，宋正华，杨正平，等.SCR法脱硝技术在燃煤锅炉中的应用研究［J］.中国环保产业，2009，32（1）：24-26.

［8］杨冬，徐鸿.SCR烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用［J］.电力环境保护，2007，23（1）：49-51.

［9］云端，宋蔷，姚强.V2O5-WO3/TiO2SCR催化剂的失活机理及分析［J］.煤炭转化，2009，32（1）：15-18.

［10］马双忱，金鑫，孙云雪，等.SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制［J］.热力发电，2010，39（8）：12-17.

［11］曹志勇，秦逸轩，陈聪.SCR烟气脱硝催化剂失活机理综述［J］.浙江电力.2010，29（12）：35-37.

［12］郭金龙.火电机组选择性催化还原脱硝喷氨的优化控制［D］.北京：华北电力大学，2011.

［13］于文清.SCR法烟气脱硝系统的控制策略在火电厂中的应用［D］.北京：华北电力大学，2012.

［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

罗江勇（1986），男，工程师，主要从事火力发电厂锅炉本体及辅机设备的检修与管理工作。