脫硝寬負荷運行的水側改造途徑

鄭曉彤 崔 堯 謝廣慶

上海上電電力工程有限公司

脫硝寬負荷運行的水側改造途徑

鄭曉彤 崔 堯 謝廣慶

上海上電電力工程有限公司

燃煤電廠鍋爐在低負荷時，脫硝系統（SCR）往往由于煙溫低而不能投入運行。為了使機組在低負荷時氮氧化物的排放滿足環保的要求，需要對現有SCR進行寬負荷脫硝改造。首先對寬負荷脫硝改造的必要性進行介紹，然后就脫硝寬負荷運行的水側改造的4種方案進行闡述和對比，指出了每種方案的優劣。最后通過應用案例詳細介紹了GRS、SGRS的改造效果，并總結了水側改造的技術特點。

SCR；脫硝寬負荷；GRS；SGRS

1 引言

我國的能源結構是以煤炭為主的，煤炭消耗量還將持續增長。據統計，目前我國發電裝機容量中火電裝機容量占74%以上，在未來的很長一段時間里，燃煤所造成的氮氧化物污染是繼二氧化硫污染之后的又一重要的環境問題。隨著經濟和社會的發展，氮氧化物的控制標準將逐漸嚴格。

2013年9月，國務院下發的《大氣污染防治行動計劃》明確要求加大工業企業大氣污染綜合治理，除循環流化床鍋爐以外的燃煤機組均應安裝脫硝設施。京津冀、長三角、珠三角等區域要于2015年底前基本完成燃煤電廠、燃煤鍋爐和工業窯爐的污染治理設施建設與改造。

隨著“十二五”計劃的不斷深化，國家環保部對于大氣污染物的考核力度以及排放的標準也在不斷提高。燃煤電廠作為環境污染物排放的重要控制對象，已然站在了節能減排戰線的前沿。根據國務院下發的《2014-2015年節能減排低碳發展行動方案》，需強化京津冀及周邊、長三角、珠三角等重點區域污染減排，盡可能多削減氮氧化物，力爭2014～2015年實現氮氧化物減排12%，高出全國平均水平2個百分點。為了配合順利達成這個目標，保證燃煤鍋爐全時段、全負荷的氮氧化物達標排放，進行機組的寬負荷脫硝改造顯得尤為必要。

2 寬負荷脫硝概述

脫硝裝置（SCR）的投運對煙溫有一定的要求，通常要求SCR的最低運行溫度不低于305℃～315℃，主要為避免硫酸氨及硫酸氫銨凝結于催化劑和空預器而造成堵塞；SCR的最高運行溫度不高于400～430℃，主要為避免影響SO3的轉化率以及催化劑燒損。而鍋爐設計為降低排煙溫度，提高熱效率，通常設置較多的省煤器受熱面積，盡可能降低省煤器的出口煙溫，尤其在低負荷和/或大氣溫度較低情況下煙溫會更低。我國約有65%的亞臨界鍋爐在50%負荷以下時，SCR的入口煙溫在305℃以下，在低氣溫下40%負荷時的入口煙溫在290℃左右。約有35%的超臨界鍋爐在50%負荷以下時，SCR的入口煙溫在305℃以下，在低氣溫下40%負荷時的入口煙溫在295℃左右。

因省煤器出口煙溫低，不能滿足SCR的投運要求以致在低或較低負荷時不能投用SCR。因此可通過對機組進行改造，提高省煤器出口煙溫，解決機組在低負荷時不能投運SCR的問題，滿足機組在各正常運行負荷區間內均能投運SCR的煙溫要求。此類改造我們稱之為寬負荷脫硝改造。

寬負荷脫硝改造可以根據電廠的實際情況可采用多種方案：提高給水溫度、旁路煙道、省煤器水旁路、分級省煤器等。眾多的方案實際上可以歸納為從水側入手和從煙氣側入手兩類。水側改造方案只對省煤器水側流程進行改造，煙道不作改動，以此提升煙氣側出口溫度。由于煙道流場不變，煙氣的流場和溫度場不會發生畸變。煙氣側方案為只對省煤器煙氣側流程和煙道進行改造而不改動鍋爐汽水系統的方案。主要有省煤器煙氣旁路、省煤器分級和省煤器內置分隔煙道等。煙氣側改造由于煙道的流場發生變化，需要特別關注煙道流場及溫度場的均勻性。本文主要介紹水側的改造方案。

3 水側改造方案簡介

（1）省煤器水側旁路

水側旁路方案，是將一部分給水直接引入下水包，如圖1所示，使進入省煤器的給水流量降低，減少了給水在省煤器中的吸熱量，從而提高脫硝裝置入口煙氣溫度。但是當省煤器中給水流量降低較多時，出口水溫升高較多，低負荷隨著旁路流量的增加，給水在省煤器內會發生汽化，因此該方案提升能力受到省煤器出口水溫不沸騰的條件的限制。其次省煤器流量過小省煤器管排流量的均勻性會受到破壞也會導致部分管排的沸騰，一般省煤器最小的流量不能小于滿負荷流量的10%。

（2）省煤器水側再循環（Gas temperature Rising System,以下簡稱GRS）

GRS系統是對現有的鍋爐水系統進行改造，利用原有（或增加）爐水泵將部分高溫爐水輸送至鍋爐省煤器水側進口與給水混合，以提高給水溫度，進而提高鍋爐省煤器出口煙氣溫度，使其溫度達到SCR系統正常投運的要求。

圖1 省煤器水側旁路示意圖

GRS系統的工作原理：該系統利用原有（或增加）爐水泵，增加相應的管道、電動閥門等，爐水泵的出口分成兩路，一路通過電動調節閥與下水包連接，一路通過電動調節閥與省煤器的給水入口并聯，這部分爐水和給水的混合提高了省煤器入口的溫度，從而減少了水和煙氣的溫差，導致煙氣放熱量的減少，省煤器出口煙氣的溫度有了一定程度的提高，從而滿足SCR系統的適用溫度，系統示意圖見圖2。

圖2 省煤器水側再循環方案示意圖

（3）省煤器水側再循環加旁路（Super Gas temperature Raising System，SGRS ）

SGRS是綜合上述兩個方案的特點，在將部分爐水注入給水的同時將部分給水旁路引入下降管，可以在不增加省煤器流量的條件下，更大程度地提高省煤器入口水溫，更大地減少省煤器水側的吸熱，從而獲得煙氣溫度更大提升的效果。這樣一個升級后的系統SGRS，可以滿足鍋爐煙氣更大升溫的需要。系統示意圖見圖3。

（4）增加前置高壓加熱器方案

該方案是在給水通過最后一個高加后，進入省煤器前，增設一臺高壓加熱器。利用更高壓力的抽汽來加熱給水，提高進入省煤器的給水溫度，減少省煤器的吸熱，從而提高省煤器的出口煙氣溫度。系統示意圖見圖4。

通過理論分析論證以及工程實際應用的結果，對于水側各種方案的進行初步的比較，詳見表1。

圖3 省煤器水側再循環加旁路方案示意圖

圖4 增加0號高加方案示意圖

4 應用案例

某電廠300 MW亞臨界控制循環汽包鍋爐，上海鍋爐廠制造的SG-1025/18.3-M831型平衡通風，π型布置，固態排渣。鍋爐主要參數如表2。

表2 鍋爐主要參數

其SCR最低投運溫度為315℃，冬季負荷在60%左右時，已無法滿足SCR的投運條件。故在2013年采用GRS方案對其進行了寬負荷脫硝改造。系統圖如圖5所示。

表1 水側方案初步比較

圖5 GRS改造系統圖

該系統通過爐水泵出口的閘閥A、B調節到一定開度進行憋壓，將部分爐水注入給水母管。通過新增調節閥調節注入給水的爐水流量，控制省煤器入口水溫，最終調節省煤器出口煙氣溫度。

圖6和圖7是GRS系統投運前后的DCS畫面，從畫面中不難看出140 MW時，省煤器入口水溫提高了24℃，出口煙溫提高了15℃。此時的爐水再循環流量為150 t/h。

從GRS投運情況來看，150 t/h左右的爐水再循環流量可以滿足低至140 MW負荷的煙氣升溫要求。但在低于140 MW負荷下，煙氣的溫升沒有能達到期望的水平。其原因在于：受限于爐水泵的揚程不能將更多的爐水送入給水母管，以進一步提高省煤器入口的水溫。而且在爐水流量較大時，其邊界升溫能力是下降的。同時大幅提高爐水流量也會造成水泵功率增加較多，經濟性也會受到影響。

為了尋求更高提溫能力的方案，在2014年對GRS系統進行升級改造，提出了SGRS方案（系統圖見圖8）。

圖6 GRS系統投運前DCS畫面

圖7 GRS系統投運后DCS畫面

圖8 SGRS改造系統圖

該方案增加了一路給水旁路，將部分給水引入水冷壁下聯箱，可進一步提高省煤器入口水溫，從而使省煤器出口煙溫進一步提高。

圖9 SGRS系統投運后DCS畫面

圖9 是SGRS系統投運后的DCS畫面，從畫面中可看出省在機組125 MW時，煤器入口水溫可提高到275℃，出口煙溫也可提高到320℃。此時的爐水再循環流量為231 t/h，給水旁路流量為130 t/h。

通過試驗表明：在機組120 MW時，省煤器出口煙溫最高可提升23℃，已能滿足SCR投運的煙溫條件。而對省煤器水側流量的影響則沒有過多的提高。SGRS投入和退出，對空預器溫度的影響可參考表3的運行數據。

表3 SGRS投/退空預器溫度參數

從表3可看出：空預器入口煙溫（即SCR出口煙溫）提高了22℃，而空預器出口煙溫（相當于排煙溫度）僅提高了5℃。因此SGRS系統對于爐效的影響很小。

從圖8可以看出，同樣在120 MW負荷時，要達到期望的煙溫目標值，GRS系統的爐水再循環流量需要500 t/h左右，而SGRS方案的爐水流量則小于200 t/h便可滿足要求。

因此從改造后的效果來看，SGRS系統可以在不增加省煤器入口給水流量的前提下提高省煤器入口的水溫，從而獲得更高的煙溫提升，可以滿足汽包鍋爐在更低負荷下投入SCR運行的需要。該SGRS系統適用于亞臨界和超高壓的汽包鍋爐，包括自然循環汽包爐和強迫循環汽包爐，同時也為直流和超臨界鍋爐提升煙氣溫度提供了途徑，具有提升煙氣溫度幅度大，系統簡單，改造范圍小，改造投資少，施工工期短，對其它工況影響小等特點，將有廣泛的應用前景和巨大的市場推廣價值。目前SGRS系統正在600 MW超超臨界直流鍋爐改造實施中。

圖8 GRS系統與SGRS系統流量與煙溫的比較

5 水側改造技術特點

1）可滿足不同的溫升要求

不同的改造方案，其所能提升煙氣溫度的能力也不盡相同。但不論是省煤器旁路、GRS或是SGRS系統改造，需根據機組的實際情況進行分析比較，選擇最合適的方案。

2）涉及爐外高壓管路系統的改造

改造系統的安裝涉及到爐外高壓管道系統。

3）出口煙氣溫度場均勻

由于不對煙氣側進行改造，故省煤器出口的煙氣流場不受影響，從而使進入SCR煙氣的溫度場保持均勻。

4）只在低負荷投用，對排煙溫度有一定影響

水側的方案投切靈活，可在機組低負荷時投入運行，而在高負荷時能及時退出。系統投入后會略微升高排煙溫度。

5）配備控制系統，煙氣的溫升可控，省煤器出口水溫受控

水側改造的控制系統由機組DCS擴容完成，可實現程控投切。其控制方式為以入口水溫為先導的串級控制。同時通過對懸吊管出口溫度的測量，設置低欠焓保護，防止省煤器出口管道發生沸騰現象。

6 改造方案可行性研究的基礎

若要進行寬負荷脫硝改造的可行性論證，則需要明確改造目標，收集足夠的設備資料以及運行數據。

1）改造目標

要求的最低技術負荷；脫硝催化劑對最低運行溫度的要求；最低技術負荷+低氣溫下的省煤器和SCR出口的溫度等等。

2）設備情況

鍋爐形式和熱力計算書；鍋爐的汽水系統；爐水泵等關鍵設備的技術資料；機組的熱平衡圖等等。

7 結語

本文闡述了在低負荷/或低氣溫下SCR不能正常投入運行的原因及進行寬負荷脫硝改造的必要性。接著介紹了脫硝寬負荷水側改造的四種方案：省煤器水側旁路、爐水/省煤器出口水再循環（GRS）、省煤器再循環加水側旁路（SGRS）及增加前置高壓加熱器，并著重介紹了各種方案的實現方式及其優劣。最后通過應用案例詳細介紹了GRS、SGRS的改造效果，并總結了水側改造的技術特點。本文對于亞臨界、超臨界、超超臨界鍋爐在低負荷狀態下，提高SCR脫硝投運率具有廣泛的借鑒作用。

Wate Side Renovation Method of Denitrification Wide Load Operation

Zheng Xiaotong, Cui Yao, Xie Guangqing
Shanghai Electric Power Engineering Co.,Ltd

∶Denitrification system selective catalytic reduction can’t put into operation due to low flue gas temperature when coal-Fired Power Plant is under low load condition. In order to make unit’s emission meet environment protection nitrogen oxide requirement during low load condition, it’s necessary to renovate current selective catalytic reduction into wide load denitrification. The author introduces necessities of wide load denitrification renovation, then demonstrates and compares with four solutions of water side renovation of denitrification wide load and points out advantages and disadvantages of them. Finally the author introduces GRS and SGRS renovation effect by case studies and summarizes technology characteristics of water side renovation.

∶SCR, Denitrification Wide Load, GRS, SGRS

鄭曉彤：（1966-），男，上海，大學本科，工程師。

崔堯：（1988-），女，河南，研究生，助理工程師。

謝廣慶：（1990-），男，山東，研究生，助理工程師。

DOI∶10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2017.02.004