发电厂机组锅炉全负荷脱硝改造工程的必要性及锅炉全负荷脱硝技术路线探究

石祥文

摘 要 目前发电厂采用的全负荷脱硝改造技术，不能实现从点火工序开始的所有负荷脱硝，需进行改造。本文从发电厂机组锅炉全负荷脱硝改造工程的必要性入手，以A燃煤发电厂为例，给出三种全负荷脱硝技术路线，分析其经济性与技术性，获得最佳的锅炉全负荷脱硝技术路线，为其他发电厂提供经验参考。

关键词 发电厂;锅炉;全负荷脱硝

前言

发电厂生产排放的氮氧化物是总排放量的50%，为减少环境污染，政府部门出台《火电厂大气污染物排放标准》，要求发电厂控制燃煤机组的氮氧化物排放量。发电厂引进烟气脱硝技术，通过选择性催化还原（SCR）减少氮氧化物排放，但该技术的应用要求较高，难以实现全负荷运行，氮氧化物效率处理效果不理想，需采取有效措施改进。

1发电厂机组锅炉全负荷脱硝改造工程的必要性

目前发电厂机组锅炉采用的脱硝技术为SCR脱硝技术，该技术的脱硝原理如下：在含氧条件下，将氨气作为还原剂，输入到火电厂生产的烟气中，利用催化剂的催化作用，将氮氧化物还原为氮气和水。SCR脱硝技术对反应条件的要求较高，火电厂的烟气温度需处于320℃-420℃的范围内，因为催化剂在该温度范围内的活性最强，可使还原反应达到最优。就此，技术人员需将SCR脱硝系统布置于锅炉省煤器与空预器之间，营造最佳的反应环境。

但在实践生产中，由于我国发电厂的燃煤机组受当地电网调度，所以某些时刻，燃煤机组难以达到满负荷运行状态，有些甚至会处于40%负荷运行状态。在低负荷运行时，省煤器的出口烟气温度降低，一旦其低于320℃，会导致氨气与烟气中的三氧化硫反应，生成硫酸铵与硫酸氢铵，这两种物质会堵塞SCR脱硝系统中的催化剂传输微孔，影响催化剂的催化效果，提高氮氧化物的排放量。同时，铵盐会在烟气的推动下，集聚SCR脱硝系统的换热元件或预热器中，对SCR脱硝系统造成破坏，严重时会导致系统崩溃，影响氮氧化物处理效果[1]。可见，在发电厂燃煤机组生产运行中，技术人员需积极推进锅炉全负荷脱硝改造工程，优化SCR脱硝系统的运行，保障氮氧化物的合理排放。

2发电厂机组锅炉全负荷脱硝技术路线探究

A燃煤发电厂的锅炉为直流燃煤锅炉，技术人员将省煤器安装于锅炉的后烟井部位，和烟气处于相反位置，在400MW负荷运行时，出口烟气温度仅为298℃，不符合SCR脱硝系统的应用要求。本文以A燃煤发电厂为例，结合其燃煤机组的各项参数，给出全负荷脱硝改造工程的技术路线方案，对比不同技术路线的经济性与技术性，选择最优化的技术路线，并将其投入运行，分析其实践效果，为其他发电厂提供成功经验。

2.1 技术路线方案

方案一：简单水旁路技术路线。技术人员可在省煤器进口集箱前端安装调节阀及管道，省煤器的水旁路与下降管连接，降低省煤器中的水流量，避免过多水流吸收烟气热量，从而提高出口烟气温度。在该改造方案中，技术人员需安装管道旁路，配置器件较多，如调节阀、止水阀与吊架等。

方案二：省煤器再循环。技术人员在设置简单水旁路的基础上，应用再循环系统，将其安装于省煤器出口部位，将该部位的热水循环传输到省煤器的进口部位，使进口位置的温度升高，减少省煤器的吸热，从而提高出口烟气温度。在该改造方案中，技术人员需在配置简单水旁路的器件基础上，安装再循环泵、疏水系统等器件。

方案三：省煤器分级设置技术路线。技术人员需将部分烟气下部安装的省煤器受热面拆除一部分，将其安装于在SCR反应器的后方，使水在SCR反应器前后部位的省煤器流动，控制省煤器的吸热，从而提高出口烟气温度。在应用该技术路线方案时，技术人员需准确计算受热面的面积，根据SCR脱硝系统的全负荷运行参数，合理设置受热面。例如，如果要保障SCR脱硝系统在220-600MW符合下实现有效脱硝，需配置全负荷能投入脱硝，根据锅炉热力计算得到，需分级设置6659m2的省煤器受热面积。在该改造方案中，技术人员需进行后烟井的拆除、给水管道的配置等操作，并增设平台扶梯与吹灰器等器件[2]。

2.2 方案對比分析

在技术实践与分析中，笔者对改造后的SCR脱硝系统进行仿真模拟，计算300MW、400MW、500MW、600MW负荷下的烟气出口温度，分析各方案的改造效果，并计算各方案的成本，选出最佳方案。方案一的烟气出口温度平均提升9℃，建设成本约300万元，不会影响锅炉经济性;方案二的烟气出口温度平均提升52℃，运维费用较高，每年泵的运行费用达70万元，运维管理费用达65万元，建设成本约2100万元;方案三的烟气出口温度平均提升55℃，不会影响锅炉经济性，但对煤种有要求，建设成本约2400万元。

2.3 生产实践效果

综合上述经济性与技术性对比，方案一的技术性较差，方案二的经济性较差。A燃煤发电厂选择方案三作为SCR脱硝系统改造方案。在生产实践中，改造后的锅炉可保持全负荷运行，烟气出口温度满足要求，排放氮氧化物处于国家排放标准内;在250MW与600MW的负荷下，锅炉效率均可超过94%，可保障锅炉的长期可靠运行。可见，省煤器分级设置方案可满足锅炉全负荷脱硝技术的应用需求，可在发电厂中推广应用。

3结束语

综上所述，发电机组锅炉脱硝系统在生产实践中保持低负荷运行状态，需进行全负荷改造。借鉴A燃煤发电厂的成功经验，需对发电厂机组锅炉采取分级设置省煤器的方案，将原本位于烟气下方的受热面转移到SCR反应器后方，提升SCR设备的入口烟气温度，提升燃烧效果，实现全负荷脱硝，使发电厂排放的氮氧化物符合国家标准。

参考文献

[1] 林邦春，郭为.电站锅炉全负荷脱硝技术路线分析及选择[J].工程建设与设计，2019，（04）：186-188.

[2] 石中喜，张金柱.国产600 MW超临界燃煤机组全负荷脱硝改造技术分析[J].华电技术，2017，39（09）：54-57，78.