1 000 MW机组电厂宽负荷脱硝研究与应用

张南放

上海漕泾电厂发电有限公司

1 000 MW机组电厂宽负荷脱硝研究与应用

张南放

上海漕泾电厂发电有限公司

介绍了上海漕泾电厂1 000 MW超超临界机组脱硝系统组成与配置；宽负荷脱硝项目改造前的运行状态；当前脱硝系统存在的问题和不足并分析了原因，在此基础上论述了宽负荷脱硝的必要性，各方案的可行性、安全性以及经济性，经过对比分析选择省煤器水侧旁路作为最终改造实施方案。最后，给出了宽负荷脱硝改造后系统调试试验结果，达到了预期目标，有效地避免了低负荷时段脱硝系统退出的发生，为政府号召的节能减排工作作出了贡献，为其它同类型机组的供热改造提供了借鉴经验。

1 000 MW；宽负荷；脱硝

1 概述

上海漕泾电厂1号、2号炉是上海锅炉厂有限公司设计制造配置1 000 MW机组的锅炉，为超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式锅炉。为避免催化剂烧损和催化剂、空预器受亚硫酸氨的堵塞，脱硝装置的投运对烟温有一定的要求，通常要求其进口烟温在320℃～420℃范围内。而锅炉设计为降低排烟温度，提高热效率，通常设置较多的省煤器受热面积，尽可能降低省煤器的出口烟温，尤其在低负荷和/或大气温度较低情况下，因省煤器出口烟温低，不能满足脱硝装置的投运要求以致在低或较低负荷时不能投用脱硝装置。

上海漕泾电厂两台锅炉的SCR装置安装了雅洁隆和远达的催化剂。雅洁隆规定最低的使用温度320℃，要求低于规定温度低负荷运行后将烟气升温到350℃运行5h。远达要求的最低运行温度320℃，规定的不超过12 h喷氨的烟气温度310℃，要求的恢复温度341℃。总之可以长期运行的烟气温度应在320℃以上。

表1为中上海漕泾电厂SCR运行历史数据，负荷为400 MW时省煤器的出口烟温为315℃左右，环境温度为3.8℃时最低烟气温度达到309℃。总体上当环境温度低于20℃负荷且低于500 MW会发生低烟温情况，不能满足脱硝装置的运行要求，综合考虑在低负荷低气温时需要提升的烟气温度在15℃左右。

表1 SCR运行的历史统计数据

2 改造方案论证

提高SCR入口烟气的温度有采取设置省煤器烟气旁路、设置省煤器水侧旁路，提高省煤器入口水温，减少省煤器受热面等方法，也有采取综合的方案，方案的选择取决于锅炉的形式、提升温度的高低及对运行经济性的影响和改造的成本等因素。现将对于上海漕泾电厂锅炉可能的方案简要评述如下。

（1）方案一 设置省煤器再循环

本方法为在省煤器出口增加到锅炉启动循环泵的管路和阀门，利用省煤器出口较高温度的水和给水混合以提高省煤器入口的水温减小省煤器换热的温差，减少对流换热量提高省煤器出口的烟温。改造系统比较简单，温度可方便调节，系统可以在低负荷时运行对锅炉效率的影响有限，但由于省煤器本身的温升较小，入口温度的提升量受到再循环流量的限制。

（2）方案二 设置0号高加

本方法为在给水回热系统的1号高加前增加一个加热器，这个加热器一般不是全给水流量的，加热蒸汽可以来自高压缸第5级叶片后的补汽口。较高的抽汽压力保证在低负荷时给水温度可以提升到需要的温度，给水温度通过0号高加的旁路调节。改造系统比较复杂，高加造价较高，布置困难。高加不方便停用，省煤器出口烟气温度升高对锅炉效率有一定影响，其在高气温/高负荷时的烟气热量不能完全为GCH回收。

（3）方案三 增加省煤器水侧旁路

本方法为在省煤器进出水母管增加旁路，减少省煤器的水量，省煤器的出口水温提高降低了省煤器的换热温差，减少对流换热量，提高省煤器出口水温。旁路的给水进入下降管或出口集箱进入锅炉水系统。改造系统比较简单，在一定范围内可通过旁路流量调节方便地调节省煤器出口的烟气温度。但省煤器出口温度受到饱和温度的限制，水温要求和饱和温度有一定的温差，以防止出现省煤器沸腾汽化影响锅炉的运行。该方法比较适合于要求温升较低的情况，系统改造见图1。

（4）方案四 减少省煤器受热面

该方法通过减少省煤器的受热面来减少对流换热量，提高省煤器出口的烟温，为运行中不可调整的方案。改造仅涉及省煤器的换热部分，方案受省煤器结构的影响，特别需要考虑减少受热面后对锅炉满负荷工况的省煤器出口烟气温度的影响，防止在高气温和高负荷工况对SCR催化剂的影响。（一般要求不超过400℃）。计算表明，减少省煤器受热面在高负荷工况省煤器出口温升的提高量小于低负荷工况的温升提高。

（5）方案五 省煤器分级

省煤器分级是减少省煤器受热面的一种升级方案，通过减少省煤器的受热面提高进入SCR的烟气温度，然后在SCR反应器后布置低温省煤器回收烟气的热量，可保持甚至提高锅炉的效率。同样是SCR入口烟气温度不可调整的方案，确定受热面减少量时，同样需要考虑高负荷和高气温的情况。省煤器的低温部分的布置，载荷传递和系统的连接比较复杂，改造的费用比较高，比较试用新机组投产前与锅炉一同设计投用。

图1 增加省煤器水侧旁路系统图

（6）方案六 增加省煤器烟气旁路

省煤器的烟气旁路曾是广泛提到的提高省煤器SCR入口温度的方法，系统简单，调节方便，对高负荷锅炉效率影响较小。但改造涉及的省煤器前烟气的引出、烟道改造、旁路烟气流量的调整等受到锅炉结构的限制较多，改造的费用也比较高。

（7）方案七 减少部分省煤器受热面并增加省煤器水侧旁路

对于增加省煤器水侧旁路受出口水温限制烟气温升还有缺口的情况，可以考虑通过减少部分省煤器受热面提升出口烟温，而受热面减少后水侧的出口温度降低，给设置水侧旁路的省煤器出口水温的提升留下一定空间。该方法系统简单，在一定范围内出口烟温可调，改造的费用比较小。比较适合提升温度不是很高的情况。

结合上海漕泾电厂锅炉实际运行情况，结合各方案特点，委托锅炉厂进行了计算和校核，选定方案三，该方案系统简单，成本较低，比较适合本厂较小烟温缺口的实际情况，能够满足机组在40%THA负荷下投运SCR的投运条件。该方案具体实施内容：在给水旁路隔绝门和给水母管的连接管段上引出省煤器旁路管道，省煤器旁路管设置隔绝门、调整门和流量孔板，系统相对独立。在省煤器出口给水管道上增加温度、压力测点。DCS增加相应卡件，并增加自动控制逻辑、组态及画面修改。烟气温度控制方面，拟采用以省煤器水侧出口温度为参考点，省煤器出口烟气温度为目标的控制方式，并增加必要的省煤器出口水温的限制，以防止省煤器水的沸腾。

3 经济性分析

以2013年度2号机组运行参数进行统计，来分析该项目的经济性。

3.1 脱硝退出造成的损失计算

（1）2013年2号机组不满足脱硝投运条件的时间（如表2所示）：408 h。

表2 负荷、烟温的小时数统计表

（2）机组SCR入口烟温低于320℃的低负荷区在450 MW～470 MW之间，低负荷工况电功率取450 MW。

（3）每年低负荷区脱硝停运时的发电量低负荷电功率×脱硝年停运h数=1.836亿kWh。

（4）年排放的NOx数量

450 MW低负荷区烟气流量按照运行统计数据为1 600 t/h左右，烟气温度为310℃左右，折算成标态体积流量为：

烟气流量×烟气排放NOx浓度×脱硝年停运h数=1391×350×408×10-6=198.6 t/a。

（5）由于未投入脱硝装置可能引起的损失：排污费=排污费率×年排放的NOx数量=4×198.6×103=79.4万元/a。还可能存在政府对于超标排放的惩罚性罚款。

3.2 脱硝补贴收益

年脱硝电价收益=电功率×脱硝电价补贴×脱硝年停运h数=450×0.8×408=147万元/a。

脱硝量收益=烟气排放NOx浓度差×脱硝量补贴×脱硝年停运h数=（1.6/1.15）×（350－55）×2×408=33万元/a。

减免排污费收益：减免排污费=烟气排放NOx浓度差×排污费率×脱硝年停运小时数=（1.6/1.15）×（350－55）×4×408=67万元/年。

脱硝收入：脱硝电价补贴+减免排污费=147+33+67=147万元/a。

3.3 改造增加运行成本

（1）排烟温度增加3.1℃，对燃料成本的增加（由于设有GCH系统,空预器排烟温度提高对发电煤耗的影响可按～0.5 g/kWh计算），发电煤耗增加=增加标煤耗×平均脱硝停运时间=450×0.5×790×408=7万元/a。

（2）增加了脱硝还原剂的消耗：

氨消耗支出=脱除NOx数量×液氨单价×平均脱硝停运时间=（1.6/1.15）×（350－55）×3000×408=20万元/a。

（3）系统的电耗=电耗×电价×平均脱硝停运时间=55 ×0.45×408=1万元/年。

（4）给水系统增加的能很小，可以不计。

按照在450 MW工况下SCR年投入408 h计算，低负荷投入和不投脱硝的比较如表3所示。

表3 经济性比较万元·a-1

因此，通过该项改造，每年可以减少79万的排污支出，同时增加140万的收入，年总收益达到219万元。按照项目投入800万计算，3.65年收回成本。同时，每年减少NOx排放约167 t，社会效益也是十分巨大。

4 宽负荷脱硝改造的应用

通过宽负荷脱硝改造的必要性、方案比选、经济性上进行了充分的论证后，于2015年7月及11月完成了两台机组的项目的实施。在2号机组改造完成后，经调试试验，试验数据达到了设计要求，主要试验结果如下。

（1）管路特性

通过7月28日530 MW工况、8月10日450 MW和8月11日400 MW工况试验，得出宽负荷脱硝系统在投入后SCR入口烟气温升已达到设计要求。在给水主路不节流的前提下，单独投运宽负荷脱硝一路，脱硝入口烟温有效提升，流量达到设计流量（约500 t/h左右）。因此正常投、退和调整宽负荷脱硝系统时，可以不操作给水主路阀门，有效避免了主路节流操作对给水系统的扰动和隐患。

（2）对给水系统的影响

在试验中，开大和关小宽负荷脱硝调温阀时，给水总流量（带低流量保护）的波动在可控范围之内。但还需继续观察对给水系统的影响，尤其是在减温水喷水调节、负荷变化及其他工况扰动时，宽负荷脱硝系统对给水系统的扰动。现阶段在正常运行时，尽量保持系统稳定，宽负荷脱硝系统的调节和进、出系应平缓。

（3）烟气温升能力

夏季工况（环境温度约35℃）：

530 MW工况，宽负荷脱硝调温阀开至50%，烟气温升能力为331－323=7℃。

450 MW工况，宽负荷脱硝调温阀开至100%，烟气温升能力为323.1－314.3=8.8℃。

400 MW工况，宽负荷脱硝调温阀开至100%，烟气温升能力为323.8－309.1≈15℃。

综上试验数据得出，投入宽负荷脱硝系统后，脱硝入口烟气温度提升显著。目前机组运行时，设定SCR入口烟气温度若小于308℃时，脱硝系统出系。在今后运行时，可以较早投入宽负荷脱硝系统，从而提升SCR入口烟气温度，有利于保证机组脱硝投入率。另外，还需在冬季极端气温下再进行低负荷时段的烟气温升能力试验。

（4）省煤器出口欠焓

宽负荷脱硝调温阀开大后，为保护省煤器出口不被汽化，控制逻辑设定了闭锁及保护功能。就试验数据来看，省煤器出口欠焓始终能够满足要求，其中：

530 MW工况试验期间，当调节阀开到50%以后，出口欠焓保持在30℃以上。

450 MW工况试验期间，当调节阀开到100%以后，出口欠焓保持在25.9℃。

400 MW工况试验期间，当调节阀开到100%以后，出口欠焓保持在15.6℃。

5 结语

经过宽负荷脱硝改造后的调试、运行、试验，结果与设计基本一致，管路特性、对给水系统的影响、烟气温升能力、省煤器出口欠焓等方面均满足设计要求，在改善环境、提高电厂上网竞争力等方面均有较好的综合效益，也为其它同类型机组的宽负荷脱硝改造提供了借鉴经验。

Research and Application of 1000 MW Unit Power Plant Wide Load Denitrification

Zhang Nanfang
Shanghai Caohejing Power Plant Power Generation Co.,Ltd

The article introduces composition and configuration of 1000MW ultra critical unit denitrification system at Shanghai caohejing power plant. The operation condition of wide load denitrification renovation project and existing problems and deficiencies of current denitrification system are studied. The author discusses necessity of wide load denitrification system, feasibility, security and economic benefits of solutions. It concludes that economizer water side bypass is the final renovation solution after comparative analysis. The test results of wide load denitrification system commissioning after renovation project meet anticipated goal, which effectively avoids denitrification system withdrawalduring low load period. It contributes to government’s energy saving and emission reducing work and provides reference experiences to heating renovation of same types units.

1000MW, Wide Load, Denitrification

10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2016.12.005

张南放：（1960-），男，本科，生产技术部副经理，从事电厂设备的检修管理工作。