程琛
大唐国际发电股份有限公司下花园发电厂
河北省张家口市 075300
摘要：燃煤电厂一般以实现最低稳燃调度负荷区间的宽负荷脱硝为运行目标，部分电厂还需花费巨资通过技改途径来实现。为了解决宽负荷脱硝技术升温幅度有限、改造成本高的问题，对当前的宽负荷脱硝技术进行研究，提出了一种全负荷脱硝技术方案，并将该技术应用于300MW机组和600MW机组。结果表明，该技术可有效提高SCR入口烟气温度，改造费用较低；系统投运后，可提高SCR入口烟气温度至310℃以上，实现SCR脱硝系统的全负荷工况运行。
关键词：宽负荷脱硝；改造成本；SCR入口烟温
中图分类号：TM621.2文献标识码：A
1技术现状
1.1省煤器烟气旁路
在尾部烟道处新增一路烟道旁路，烟道旁路入口接在省煤器入口，出口接在SCR的烟道入口。烟道旁路上设置有挡板门，负荷较高时，挡板门关闭；负荷较低时，挡板门开启，省煤器入口的高温烟气与SCR烟道入口的低温烟气混合，从而提高SCR入口的烟气温度，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。但受省煤器进口烟气温度的限制，该技术仅能提高SCR入口烟气温度0～20℃，温度提升幅度有限[1]。
1.2省煤器给水旁路
在省煤器给水管道上新增一路给水旁路，给水旁路连接在省煤器进口集箱前、省煤器出口集箱后的给水管道上。给水旁路上设置调节阀门，负荷较高时，调节阀门关闭；负荷较低时，调节阀门开启，部分给水流经旁路管道，减少省煤器内的给水流量，从而减少省煤器内的换热量，提高省煤器出口烟气温度，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。但该技术的温度提升幅度有限，仅能提高SCR入口烟气温度0～10℃[2]。
1.3省煤器分级
减小原省煤器的部分面积，并在SCR反应器后增设一级省煤器，总体保持省煤器的吸热量不变。在低负荷给水时，SCR反应器前省煤器的面积减小，其吸热量减少，省煤器出口烟气温度提高，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。但该方案涉及省煤器和集箱的改造，改造费用很高，同时高负荷时有可能出现SCR入口烟气温度超温的问题[3]。
1.4“0”号高加技术
系统新增1台高压加热器，在汽轮机高压缸上增加1个新的抽汽口，高压加热器的水侧与给水管道连接。当负荷较低时，高压加热器启用，通过新增的抽汽加热流经高压加热器的给水，从而提高给水温度，降低省煤器内给水与烟气的传热温差，减少省煤器的换热量，提高省煤器出口烟气温度，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。但该技术的温度提升幅度有限，仅能提高SCR入口烟气温度0～10℃。同时，由于新增设备为高压容器，改造费用较高[4]。
1.5给水再循环技术
系统新增给水再循环管路，通过新增的炉水循环泵，将下降管的高温炉水送至省煤器入口的给水管道中。当负荷较低时，给水再循环系统启用，通过高温炉水与省煤器的给水混合，提高省煤器进口的给水温度，降低省煤器内给水与烟气的传热温差，减少省煤器的换热量，提高省煤器出口的烟气温度，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。使用该技术提升SCR入口烟气温度0～15℃，同时改造费用较高[5]。
1.6全负荷脱硝改造技术
以上技术只能在一定程度上扩大SCR脱硝催化剂的运行负荷范围，无法满足全负荷工况下的运行要求。改进的全负荷脱硝改造技术应运而生，即全负荷脱硝旁路烟道技术。系统新增一组旁路烟道，旁路烟道进口连接在转向室后的竖井烟道上、低温过热器或低温再热器前，旁路烟道出口连接在省煤器出口的主烟道上，旁路烟道上设置有调节挡板，省煤器出口的主烟道上装有调温烟气挡板。
当负荷较低时，旁路烟道上的调节挡板开启，转向室的高温烟气与省煤器出口的烟气混合，从而提高了SCR入口的烟气温度，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。通过旁路烟道上的调节挡板以及省煤器出口主烟道上调温烟气挡板的相互配合，该技术的温度提升幅度达到50℃以上，可以满足锅炉在全负荷工况下的SCR运行要求，同时，该方案的改造费用很低[6]。
2应用效果及分析
2.1机组概况
A电厂5号机组装机容量600MW，该机组所用锅炉为东方锅炉厂制造的自然循环锅炉，锅炉最大连续蒸发量为2070t/h，过热蒸汽出口温度为541℃，再热蒸汽流量为1768.2t/h。燃烧器为旋流式、前后墙对冲布置，机组烟道布置为双通道烟道，并设置有调节挡板。B电厂2号机组装机容量300MW，该机组所用锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的自然循环锅炉，锅炉最大连续蒸发量为1025t/h，过热蒸汽出口温度为540℃，再热蒸汽流量为866.9t/h。燃烧器为四角切圆布置，机组烟道布置为单通道烟道。两台锅炉SCR脱硝设施运行存在以下问题：脱硝催化剂有使用温度要求，一般在300～410℃温度范围内。当机组负荷较高时，脱硝装置进口烟温正好在催化剂正常运行范围；当机组负荷较低时，脱硝装置进口烟温较低，低于催化剂的正常使用温度。这将致使电厂在低负荷时只能将脱硝装置解列运行，从而烟气NOx排放的质量浓度高于50mg/Nm3，给环境带来不利的影响。
2.2改造前SCR入口烟气温度
当锅炉负荷率低于35%时，SCR入口烟气温度均低于催化剂运行允许温度300℃。
2.3改造后SCR入口烟气温度
改造后，SCR入口烟气温度显著提高。
在0%～100%的锅炉负荷运行工况下，A、B两个电厂的SCR入口烟气温度显著提高，均能稳定达到310℃以上。与改造前的SCR入口烟气温度相比，该技术在A、B两个电厂应用时，可以提高烟温幅度达到60℃以上，可以实现全负荷工况下SCR脱硝系统的安全稳定运行。
3结语
对当前的宽负荷脱硝技术进行了研究分析，在分析各技术利弊的基础上，提出了一种全负荷脱硝旁路烟道技术，并将该技术应用于300MW机组和600MW机组，得出以下结论：（1）系统设计方面。提出了一种全负荷脱硝旁路烟道技术，可以有效提高SCR入口烟气温度，同时改造费用较低。（2）运行效果方面。系统投运后，可提高SCR入口烟气温度至310℃以上，可以实现全负荷工况下SCR脱硝系统的安全稳定运行。在未进行设备改造的情况下，实现了“零投资”的全负荷脱硝，在环境保护方面取得了较好的社会效益和经济效益。
参考文献：
[1]胡清.燃煤电厂全负荷脱硝技术的应用研究[J].能源与节能,2020(07):67-68+76.
[2]程元.燃煤电厂超低排放改造经济性研究[J].中国资源综合利用,2019,37(12):101-105+140.
[3]王军民.燃煤锅炉全负荷脱硝技术的研究及应用[J].浙江电力,2019,38(06):78-83.
[4]陈铭,张海军,刘晓东.燃煤电厂全负荷脱硝技术的应用[J].广东电力,2017,30(09):22-27.
[5].火电新形势下的全负荷脱硝技术——宽温差脱硝催化剂[C].国家火力发电工程技术研究中心.2017清洁高效燃煤发电技术交流研讨会论文集.国家火力发电工程技术研究中心:北京中能联创信息咨询有限公司,2017:320.
[6]孙捷,孙玉龙.燃煤机组SCR脱硝系统全负荷脱硝控制对策[J].山东工业技术,2017(01):64.