秦永新
国家能源集团谏壁发电厂 江苏镇江 212006
摘要：随着环保要求的提高，部分地区已要求煤电企业实现全负荷脱硝。谏壁电厂1000MW塔式炉，炉水系统设置启动循环泵，在目前运行工况的基础上难以满足全负荷脱硝的要求，对各工况点参数进行具体分析，SCR最低适温值进行探讨，针对各技改方案进行分析对比，对省煤器给水旁路、热水再循环两种改造方案进行具体的对比选择，确定最终技改方案。
关键词：煤电机组 全负荷脱硝技术改造 省煤器给水旁路
0 前言
谏壁电厂2×1000MW超超临界压力燃煤机组为3040t/h超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，炉水系统设置启动循环泵，单炉膛塔式布置、四角切向燃烧、摆动喷嘴调温、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置、采用机械刮板捞渣机固态排渣的锅炉。锅炉设计燃用神府东胜煤，校核煤种为淮南煤和兖州煤。炉后尾部布置两台转子直径为φ16370mm的三分仓容克式空气预热器。
锅炉制粉系统采用中速磨煤机一次风正压直吹式制粉系统设计，煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式燃烧器。燃烧器共设置12层煤粉喷嘴，锅炉配置6台HP1163/Dyn磨煤机。
1 存在问题
1.1外部环境对火电企业提出更高要求
近年来随着社会的发展，对火电企业的环保要求越来越高，部分地区已要求火电企业实现全负荷脱硝；随着新能源发电装机规模不断扩大，电网调峰矛盾突出，在大规模新能源消纳的背景下，火电机组小出力运行将成为常态，部分地区对百万机组提出限期实现30%深度调峰的要求。
1.2最低喷氨温度的限制因素
由于在锅炉燃烧和SCR催化反应中都会产生SO3，当SCR温度较低时，烟气中的SO3会与NH3反应造成催化剂表面铵盐沉积，覆盖催化剂有效活性面积，使脱硝催化剂性能受到影响。[1]
一般情况下认为SCR最低运行温度为315℃，该温度主要取决于NH3和SO3的浓度；NH4HSO4是一种类似于“鼻涕”的物质会粘附着在催化剂上，隔绝催化剂与烟气之间的接触，使得反应无法进行并造成下游设备（主要是空预器）堵塞。
2 目前脱硝运行状况解析
2.1脱硝系统难以满足运行的工况点总结
结合谏壁电厂两台百万机组实际运行工况，对脱硝系统难以满足运行的工况点进行总结如下：
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表1 各工况下的脱硝入口烟温表
当机组负荷在300MW以下时，由于锅炉转湿态运行，炉水处于循环状态，水冷壁出口饱和水经适度过冷后，经由启循泵循环至省煤器入口，提高省煤器水温，变向提高省煤器出口烟温，SCR烟温反而处于比较高的区域，SCR烟温和启循泵流量有关。
机组负荷300MW以上，锅炉转干态运行后，由于失去热水循环，省煤器出口烟温由295℃降至280℃左右，随着机组负荷及主、再汽温的上升，SCR烟温在1小时后提升到295℃左右。
机组正常运行时减至30%负荷调峰时，由于主、再汽温较机组启动初期高，SCR烟温可达到293℃。
2.2 SCR温度最低适用值的探讨与实践
根据脱硝催化剂的原理，SCR温度低限与烟气中SO2浓度有较为直接的关系，当低于30%额定负荷时，SO2浓度仅为600mg/m3左右，SCR低限温度大为降低；根据厂家建议及多个电厂实际运用经验，SCR温度可短时控制低限280℃运行（约2小时），待机组负荷提高后，对附着在催化剂及预热器表面的硫酸氢氨自行热解，对催化剂性能及预热器运行的影响在可控范围。机组运行多年来，也有连续72小时控制SCR温度低限在295℃运行的实践经验（400MW负荷）。
综上所述，离全负荷脱硝的预期目的已较为接近，经综合评估，拟通过较小的技改方案来实现机组的全负荷脱硝功能。
3 全负荷脱硝技改方案的比较与选择
3.1 技改方案的初步筛选
为实现锅炉全负荷喷氨脱硝运行，目前可行的解决方案还是提高低负荷工况下脱硝装置入口的烟气温度。主要有以下几种方式：1）省煤器烟气侧调温旁路；2）省煤器分段布置；3）设置省煤器给水侧旁路；4）省煤器热水再循环（带循环泵）；5）省煤器水旁路+热水再循环（带循环泵）；6）增设0号高加提高给水温度。
省煤器烟气侧调温旁路：对塔式炉来讲，需对相应烟道水冷壁进行开孔，对部分钢梁进行改造并对承重进行校核，调节挡板不严易导致内漏，挡板积灰易导致卡涩，综合考虑下，对该方案持保留意见。
省煤器分段布置：改造初投资相对较高，比较适合新建工程。
增设0号高加：0号高加抽取蒸汽压力等级较高，且降低炉效，是否节能还需进行确认和评估；改造费用高，且对运行人员操作要求高；从目前国内增设0号高加改造情况来看，低负荷下SCR烟温提升幅度通常不超过10℃，因此暂不予考虑该方案。
3.2 省煤器旁路与热水再循环两种方案的解析
3.2.1 省煤器旁路及热水再循环的原理
省煤器旁路的原理：设置省煤器给水旁路，使部分工质绕开省煤器受热面，减少省煤器的吸热，从而提高省煤器出口烟温。
热水再循环的原理：通过锅炉原有的启循泵，通过技改使省煤器出口给水通过启循泵打入省煤器入口，提高省煤器受热面内部工质温度，从而提高省煤器出口烟温。如下图：
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图1 省煤器旁路及热水再循环系统图
3.2.2 省煤器旁路与热水再循环两种方案的比较
省煤器旁路可以在机组并网前即投入使用并产生效果，在锅炉湿态运行的情况下，启循泵将水冷壁出口饱和水经适度过冷后循环至省煤器入口，效果要优于热水再循环的设计；所以，在锅炉湿态运行的情况下，热水再循环是不能起到作用的。
即：省煤器旁路在机组各负荷段均能起到提高SCR烟温的效果，而热水再循环仅在锅炉干态运行的情况下提高SCR烟温。
3.2.3 技改方案的选定
1）业内省煤器旁路改造方案的效果
经多家电厂调研，省煤器旁路改造后，SCR烟温提高幅度与机组负荷及旁路流量有关，一般百万机组锅炉旁路设计流量在500t/h左右，效果如下：
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表2 各负荷段下给水旁路改造效果
2）SCR烟温薄弱点工况分析
经工况点排查，机组启动并网前，SCR烟温285℃左右，投入省煤器给水旁路后可达299℃左右，基本满足SCR投入条件（此时锅炉湿态运行）。
锅炉启动刚转态时（30%负荷），SCR烟温会降至280℃左右，此时投入省煤器水旁路，SCR烟温会提升至294℃左右，随着机组负荷的增加，SCR烟温1—2小时内达到正常值，在可接受的范围内。
当机组正常运行中深调至30%负荷时，SCR烟温在293℃左右，此时投入省煤器给水旁路，SCR烟温上升至308℃左右，可满足SCR投运条件。经给水旁路改造后，各薄弱工况点SCR烟温如下：
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表3 省煤器旁路改造后各工况下的脱硝入口烟温表
3）技改方案的选定
在进行省煤器旁路改造的前提下，增加热水再循环项目的必要性有待商榷：
① 增加了投资费用。
② 增加了系统的复杂程度，给运行操作增加困难。
③ 系统处于热备用状态，增加了热耗；启循泵长期热备用，增加了其维护难度。
结合目前机组运行参数状况，由上述分析可知，仅进行省煤器给水旁路改造，可满足全负荷脱硝的要求。
3.2.4 防止省煤器汽化的措施
一部分给水走旁路后，导致省煤器内工质流量减少，受热面经加热后，易发生汽化，汽化后导致给水流量晃动，且可能发生水击，因此，省煤器给水旁路改造的实施需考虑到防止省煤器汽化的问题，制定并落实如下措施：
1）在省煤器出口两个支管及对应受热面标高的母管上分别安装温度测点及压力测点，用于参数监视及省煤器出口过冷度的计算。
2）省煤器旁路调门的选取质量应过关，防止调门故障导致省煤器汽化。
3）省煤器旁路使用过程中，应加强省煤器出口过冷度的监视，当过冷度过低于15℃时，应及时干预调整（可设置报警值）。
4结束语
随着环保标准的日益严格，全负荷脱硝在近期内势必执行[2]。本文对谏壁电厂超超临界锅炉运行工况进行深入分析，对全负荷SCR 脱硝技术改造进行对比分析，找出最适合本机组特性的技术改造方案。对同类型百万机组锅炉有较强的适用性，可在行业内进行借鉴、推广。
参考文献
[1]金文成.用于大型燃煤机组的全负荷脱硝技术改造分析[J].机械工业标准化与质量,2017,10(533):54-56.
[2]江帆.全负荷SCR脱硝技术分析及研究[J].质量安全,2016,38:17.