2×600 MW机组锅炉宽负荷脱硝改造分析

王 荣,王晓风,王 耀

(1.内蒙古京隆发电有限责任公司，内蒙古 乌兰察布 012100; (2.新疆油田公司应急抢险救援中心，新疆 克拉玛依 834000)

近年来，随着电力市场的改革及全国用电需求持续疲软，再加上煤价上调、上网电价下调、发电量减少、计划电量大幅减少、低价交易电量大幅增加，电厂盈利日趋困难，机组深度调峰补偿就成了电厂创收的一个重要手段。因此，越来越多的火电厂开始进行机组灵活性改造。目前火电机组灵活性改造成熟的技术路线较多，但需综合考虑调峰幅度、改造费用、改造工期、现场布置情况、运行成本等因素，从多个技术路线中选择适合电厂的最优方案。机组深度调峰，低负荷阶段脱硝入口烟温过低会导致脱硝系统退出运行，不能满足环保排放要求。因此，为实现机组深度调峰，就必须对锅炉进行相关改造，以保证低负荷时脱硝系统的正常投入及稳定运行。

1 设备概况

京隆发电公司2×600 MW机组于2008年投产，锅炉为上海锅炉厂生产的SG-2060/17.5-M915型亚临界参数、控制循环汽包炉。2013年1号机组脱硝改造时，SCR烟气脱硝系统在BMCR工况、燃用设计煤种、处理100%烟气量边界条件下运行，脱硝入口NOx质量浓度≤400 mg/m3，初期安装两层平板式催化剂，脱硝效率≥75%，脱硝出口NOx质量浓度<100 mg/m3进行设计，脱硝投运后反应器入口NOx基本控制在260 mg/m3以下，出口NOx质量浓度在50 mg/m3以下，满足NOx超低排放要求。

根据设计单位提供资料(见图1)，脱硝系统达到设计脱硝效率需要的烟气温度为290 ℃，但机组负荷低于300 MW时，SCR脱硝入口烟温已低于290 ℃，基本维持脱硝系统的最低投运烟温要求。根据实际运行经验，机组运行时SCR脱硝入口烟温整体偏低，虽将最低喷氨温度由285 ℃降至280 ℃，但是受煤种、磨煤机运行方式、季节、环境温度等影响，机组深度调峰至240 MW负荷时SCR入口烟温会低于280 ℃，不能满足SCR脱硝装置最低连续喷氨温度的要求，需退出脱硝系统运行，产生环保考核。深度调峰期间长期压红线运行，给脱硝催化剂、空预器换热元件安全运行带来巨大隐患。因此，面对电网频繁深度调峰的要求，也为了挣取更多调峰补偿，宽负荷脱硝改造势在必行。

2 改造方案

为满足机组深度调峰脱硝系统连续投运(SCR入口烟温280 ℃以上)的要求，对行业内现有的省煤器简单水旁路、省煤器分级、省煤器烟气旁路、邻炉加热、省煤器热水再循环等几种技术路线进行对比，综合考虑技术、投资、改造风险、运行成本、现场布置、调峰效果等因素，最终确定了省煤器热水再循环改造方案。保证机组在30%BMCR及以上负荷工况下，脱硝系统连续投运，SCR脱硝入口烟温>300 ℃。同时，省煤器出口要求有一定过冷度(悬吊管出口水温低于对应压力下饱和温度10 ℃以上)，防止省煤器内工质发生气化。

2.1 系统流程

省煤器热水再循环是将锅炉大直径下降管中的炉水通过再循环泵引至主给水管道进口与来自高加的给水混合进入省煤器，提高省煤器入口给水温度，减少省煤器与尾部烟道烟气换热量，以达到提高脱硝入口烟温的目的。

2.2 施工方案

在锅炉39 m位置处分别从6根汽包下降管接三通，将集中下降管中的热水(近于锅炉汽包压力下的饱和水)引至Φ508×45 mm热水循环泵吸入母管，进入新增的再循环泵，由再循环泵提压后经1根Φ457×40 mm的热水循环泵出口管道引至锅炉主给水管道进口，与来自高压加热器后的给水混合。再循环泵出入口管道上分别安装1台电动闸阀，起隔离系统的作用。再循环流量通过再循环前安装的1台电动调节阀来实现调节。在混合集箱出口安装1台止回阀防止给水倒流。热水再循环具体流程如图2所示。

原锅炉系统已有3台炉水循环泵，根据泵的压头及系统阻力计算，利用原来系统单台备用的炉水循环泵热水再循环方案不能满足深度调峰的要求，需新增1台循环泵。

2.3 改造后性能参数(见表1)

3 性能试验

针对此次省煤器热水再循环改造，为验证机组在30%BMCR及以上负荷工况下，SCR脱硝入口烟气温度能够达到300 ℃以上，实现脱硝系统连续投运满足机组深度调峰的目的，进行不同负荷工况下试验。试验期间，1号炉燃用现有煤质，在50%BRL(300 MW)、30%BRL(180 MW)和20%BRL(120 MW)负荷下，通过投运省煤器热水再循环系统，调整SCR脱硝入口烟温，各试验参数见表2、表3。

表2 设计煤种与校核煤种分析

表3 不同工况下系统运行参数

当完成50%BRL工况试验后，机组继续降负荷至180 MW以下，锅炉投运等离子系统稳燃，调节阀开度保持在80%左右，省煤器出口烟温保持在305 ℃以上。30%BRL、20%BRL负荷工况下，省煤器出口烟温最低304 ℃，满足脱硝系统连续投运条件。试验过程中，省煤器出口工质过冷度保持在20 ℃左右，改造效果明显，深度调峰时能保证脱硝系统连续投运。

4 结束语

目前各电厂宽负荷脱硝改造成功案例较多，但选择何种技术方案需综合考虑改造工期、费用、场地布置、调峰要求等。采用热水再循环方案实现宽负荷脱硝，其费用低、工期短、效果显著，能满足深度调峰期间20%BRL负荷工况脱硝系统连续投运的要求。但深度调峰时投运热水再循环系统会对锅炉效率有一定影响，对于已投运机组进行热水再循环改造，还要注意设备、管道安装空间、供货尺寸、供货时间等不能发生偏差，否则会大大延长改造时间。