摘要：由于燃煤机组灵活性改造以适应电网调峰需要及《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》中明确指出：燃煤发电机组必须确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达标排放要求。越来越多燃煤机组实行高温烟气旁路改造，本文结合工程实例，阐述了高温烟气旁路系统的整体改造方案在锅炉全负荷脱硝中的应用。
关键词：高温烟气旁路；脱硝
1、工程概述
福建太平洋电力有限公司湄洲湾电厂1、2号机组于2013年由蓝天环保设备工程股份有限公司进行了脱硝改造，装设了SCR脱硝装置，脱硝装置设计入口NOx浓度400mg/Nm3，脱硝效率设计值80%，反应器出口NOx浓度不高于80mg/Nm3（氧含量6%，干基）。2015年湄洲湾电厂1、2号机再次进行了脱硝改造，安装附加催化剂层，NOx排放浓度控制到不超过50mg/Nm3，改造后脱硝效率不低于87.5%。
根据湄洲湾电厂一期脱硝催化剂供应方浙江德创环保科技股份有限公司《湄洲湾电厂一期2*393MW机组低温运行说明》，湄洲湾电厂一期脱硝系统逻辑如下：投入允许条件：SCR反应器A、B入口烟气温度大于290℃；连锁保护退出条件：SCR反应器A、B入口烟气温度在290℃至300℃之间，允许运行7200S。即SCR反应器A、B入口烟气温度＜300℃开始计时7200S（期间温度≥300℃则复位），7200S后SCR反应器A、B入口烟气温度仍然＜300℃则保护动作，退出脱硝系统；SCR反应器A、B入口烟气温度＜290℃，延时10S，保护动作，退出脱硝系统；本次全负荷脱硝改造的并网启动阶段SCR入口烟气最低计算温度为275℃。
改造后，要求SCR入口的烟温具备从275℃提升至不低于305℃的能力，同时要求在机组并网（机组出力为0MW）到锅炉40%BMCR负荷，整个阶段具备将SCR入口烟温提升不小于30℃的能力，满足脱硝系统全负荷运行。
2、工艺设计参数
本项目共计有2台393MW锅炉，由由西班牙福斯特威勒生产制造，具体工艺设计参数如下表1：
表1 锅炉主要工艺设计参数
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表2 锅炉燃煤特性（设计煤种）
3、整体改造方案
烟气旁路从低过转向室接引，接入SCR 装置入口水平烟道。沿烟道宽度方向上设置两路旁路烟道，每路均设置1 台烟气旁路调节挡板门和1 台烟气旁路关闭挡板门。机组低负荷运行时，开启旁路烟道挡板门，将转向室处高温烟气引至SCR 装置入口烟道，提高SCR 入口烟气温度，保证脱硝喷氨正常投运。烟气旁路布置如图1、2 所示。
图1
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4、改造实施过程
4.1 项目实施
经过核对图纸数据及锅炉资料，结合机组检修安排计划，对2台机组逐台进行高温烟气旁路系统改造。电厂烟气脱硝全负荷投运烟气旁路烟道分片供货至现场。旁路烟道的特点是质量重、安装位置高。烟道从锅炉本体主烟道合适温度区域引出接至SCR反应器进口烟道。烟道在组合场安装时锅炉可以不用停炉，烟道接口工程时锅炉必需停炉，结合检修计划，停炉约5~20天（不含停炉冷却及启机时间）烟道接口工程可以完工。
4.2 改造后效果
2018年2月西安热工院有限公司对湄洲湾电力有限公司1号机组脱硝系统全负荷投运烟气旁路改造进行了性能考核试验，试验结果如下：机组并网前，烟气旁路挡板门关闭时的脱硝入口烟气温度为285.3℃，烟气旁路挡板门全开后的脱硝入口烟气温度为324.3℃，烟气温度升高了39℃；机组135MW及214MW负荷下，烟气旁路挡板门部分开启后的脱硝入口烟气温度分别为306.1℃、353.2℃。烟气旁路系统满足“旁路烟道开启调节后，脱硝入口烟气温度具备从275℃升至305℃，烟气温度升高30℃”的性能保证值。
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5、结论与建议
（1）经过现场实际数据测量和热力计算及CFD流场模拟设计的锅炉烟气旁路系统可以满足机组并网（机组出力为0MW）到锅炉40%BMCR负荷整个阶段具备将SCR入口烟温提升不小于30℃的能力。
（2）高温烟气旁路系统改造需要停炉接口的安装时间短，仅需约5~20天即可完成接口工程。其余工作可以在机组不停炉的条件下施工。
（3）烟气旁路与SCR入口烟道接口下游的烟气温度分布偏差较大，烟气中分层的温度偏差大。建议在混合后的烟气中增设大范围的烟气混合装置。湄洲湾项目在烟气混合后的烟道中加入了2层大范围的混合盘进行烟气混合，保证了SCR脱硝装置前的烟气温度场均匀，使得SCR脱硝装置在锅炉全负荷脱硝中都达标运行。
参考文献
[1] 胡宇峰,李忠华.燃煤电站脱硝系统灵活性改造技术分析与比较[J]. 电力科技与环保. 2019(01)
[2] 姚广平,毕德刚,郭军,邓徐帧,李连涛.高温烟气旁路在SCR脱硝系统上的应用[J]. 电力科技与环保. 2019(01)