600 MW機組寬工況脫硝改造分析

王 晨，毛志忠，薛永波

(神華河北國華滄東發(fā)電有限責任公司，河北 滄州 061003)

600 MW機組寬工況脫硝改造分析

王 晨，毛志忠，薛永波

(神華河北國華滄東發(fā)電有限責任公司，河北 滄州 061003)

針對低負荷時SCR入口煙溫低脫硝退出問題，對比了提高SCR入口煙溫的3種方法，提出1號機組分級省煤器改造方案，對改造效果及安全經(jīng)濟性進行分析，認為省煤器分級改造可實現(xiàn)最低穩(wěn)燃負荷至滿負荷較寬工況脫硝，運行可靠，減排效果明顯，投資回收周期短。

SCR；催化劑；寬工況；脫硝；煙溫；分級省煤器；氮氧化物；鍋爐效率

為遏制污染物排放，提高大氣質(zhì)量，中華人民共和國環(huán)境保護部發(fā)布了GB 13223-2011 《火電廠大氣污染物排放標準》,標準規(guī)定自2014 年7 月1日起，燃煤火電鍋爐在重點地區(qū)氮氧化物排放濃度限值標準狀況下為100 mg/m3。河北省環(huán)保廳發(fā)布DB 13/2209-2015《燃煤電廠大氣污染物排放標準》，自 2016年1月1日起燃煤鍋爐氮氧化物排放濃度限值標準狀況下為50 mg/m3。

1 存在問題

神華河北國華滄東發(fā)電有限責任公司(簡稱“滄東電廠”)1號機組為600 MW亞臨界燃煤機組，鍋爐型號為SG-2028/17.5-M909。 機組同步建有雙室四電場靜電除塵器、煙氣脫硫裝置，后加裝SCR煙氣脫硝裝置，機組于2006年投產(chǎn)。

滄東電廠1號機組配套SCR脫硝系統(tǒng)設計最低運行溫度為305 ℃，若催化劑長期在規(guī)定的最低溫度下運行，將會造成催化劑中毒，影響催化劑的活性，導致脫硝的效率及經(jīng)濟性降低。實際運行過程中，由于燃燒狀態(tài)不同，機組負荷在低于400 MW時，催化劑入口煙溫統(tǒng)計見表1， SCR 入口煙氣溫度會低于催化劑的最低許用溫度，脫硝系統(tǒng)退出運行。

表1 催化劑入口煙溫統(tǒng)計表

機組負荷/MW催化劑A側(cè)入口溫度/℃催化劑B側(cè)入口溫度/℃243275277226276280277281284270280282300288290400305307500316317600336337

在現(xiàn)有的技術(shù)條件下，即便是鍋爐經(jīng)過低氮燃燒器改造，SCR 退出運行后，機組的 NOx排放也會超過 100 mg/m3，高于國家排放標準；因電網(wǎng)調(diào)峰，機組負荷低，導致脫硝 SCR退出運行，機組NOx排放超標，一方面受到考核，另一方面機組將不再獲得脫硝補償電價，影響機組的經(jīng)濟性。隨著國家的環(huán)保標準日益嚴格，寬工況脫硝改造勢在必行。

2 方案可行性分析

目前國內(nèi)外實施的寬工況脫硝方案主要有3種。

2.1 分級省煤器方案

技術(shù)特性：減少鍋爐原有省煤器部分受熱面，同時在脫硝SCR 出口煙道內(nèi)增加一定量的新受熱面，既保持了整個省煤器吸熱不變，又達到提高上級省煤器出口煙溫的目的。

提高煙溫幅度：20～50 ℃。

安全性：與改造前相比，安全性不變。

經(jīng)濟性：對鍋爐效率無影響。

總投資估算：2 000萬～3 000 萬元。

2.2 省煤器流量置換方案

技術(shù)特性：在省煤器給水旁路的基礎(chǔ)上加裝一套省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng)，以進一步減少省煤器的吸熱量，從而提高脫硝裝置入口煙溫。當負荷較高時，可先利用給水旁路系統(tǒng)進行煙溫調(diào)節(jié)，當負荷進一步下降，給水旁路無法滿足要求的情況下，開啟省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng)，進一步提高省煤器出口煙溫。

提高煙溫幅度：20～50 ℃。

安全性：由于增加了爐水泵及相應的閥門，需對新增設備的質(zhì)量及可靠性進行評估。

經(jīng)濟性：高負荷時對鍋爐效率無影響，低負荷下排煙溫度升高，鍋爐效率降低；增加了熱水循環(huán)泵，廠用電率升高。

總投資估算：1 500 萬元。

2.3 熱水再循環(huán)

技術(shù)特性：增加循環(huán)泵，在低負荷時，通過抽取高溫熱水進入省煤器入口，提高省煤器入口水溫，達到提高省煤器出口煙溫的目的。

提高煙溫幅度：25～50 ℃。

安全性：由于增加了爐水泵及相應的閥門，需對新增設備的質(zhì)量及可靠性進行評估，并對鍋爐水動力安全性的影響進行分析計算。

經(jīng)濟性：高負荷時對鍋爐效率無影響，低負荷下排煙溫度升高，鍋爐效率降低；增加了熱水循環(huán)泵，廠用電率升高。

總投資估算：1 200 萬元。

分級省煤器方案雖然初投資較高，但對原有系統(tǒng)影響最小，且不影響鍋爐效率，從長期來看，有利于提高機組的運行可靠性和經(jīng)濟性。所以選擇此方案進行改造。

3 改造方案

3.1 主要技術(shù)原則

催化劑連續(xù)操作允許溫度范圍為305～420 ℃，鍋爐最低穩(wěn)燃負荷為30%BMCR。因此寬負荷脫硝改造后在燃用設計煤種、校核煤種時， 30%BMCR負荷時SCR入口煙溫度不低于305 ℃，100%BMCR負荷時SCR入口煙溫度不超過405 ℃。改造完成后各部件的使用壽命不低于30年。

3.2 總體要求

每臺鍋爐寬負荷脫硝改造，包括給水管道及支撐裝置、省煤器進出口集箱、省煤器管排、出入口煙道、非蒸汽吹灰系統(tǒng)、本體自身支吊架等。確保改造完成后原鍋爐及其相關(guān)系統(tǒng)均不需要進一步調(diào)整，即可投入正常運行。新增設的省煤器受熱面需要與脫硝改造工程在布置和支吊等方面相互配合，在滿足脫硝要求的基礎(chǔ)上進行受熱面規(guī)劃設計，結(jié)構(gòu)設計要保證原鍋爐水動力的安全性和均勻性，且要受熱均勻。

3.3 改造方案說明

經(jīng)熱力計算原主省煤器減少3.5圈，減少受熱面積6 900 m2。SCR出口煙道內(nèi)增加2.6圈鰭片管省煤器，增加面積13 500 m2。改造后，給水管道接口移至SCR反應器后面的新增省煤器入口處，兩級省煤器之間采用大口徑連接管道進行連接。改造后的省煤器給水流程：高加出口→分級省煤器進口集箱→SCR后省煤器(低溫段鰭片省煤器)→分級省煤器出口集箱→分級省煤器出口連接管道→原省煤器進口集箱→原省煤器受熱面管組(高溫段光管省煤器)。增加的分級省煤器受熱面材料規(guī)格見表2。

表2 分級省煤器受熱面參數(shù)

管子外徑/mm平均壁厚/mm管子根數(shù)材質(zhì)設計壓力/MPa計算壁溫/℃受熱面積/m244.55.0594SA210-C20.3037113500

考慮到省煤器管的磨損，煙氣流速小于11 m/s；管排采取順列布置，易受飛灰磨損部位加裝防磨護瓦。改造后受熱面與煙道的間隙，既不形成煙氣走廊也不形成積灰。鍋爐寬負荷脫硝改造裝置的吹灰系統(tǒng)采用寬頻聲波吹灰器。

依據(jù)下級省煤器的荷載分布設計等相關(guān)資料，對鍋爐鋼架支撐反應器的相關(guān)平面，及該標高以下受此荷載影響的立柱、垂直支撐，相關(guān)立柱的柱底板、地腳螺栓、基礎(chǔ)等進行強度校核，采取補強措施。

4 改造效果及安全經(jīng)濟效益

4.1 改造效果

1號機組改造后委托國網(wǎng)河北省電力公司電力科學研究院進行脫硝(SCR)入口煙氣溫度測量試驗。在機組負荷為630 MW、470 MW、300 MW和190 MW 4個工況下對脫硝入口煙氣溫度進行監(jiān)測，數(shù)據(jù)均為實際測量有效數(shù)據(jù)的平均值，見表3。從試驗結(jié)果看出，在190 MW工況下脫硝入口煙溫A側(cè)為313.66 ℃；B側(cè)為318.50 ℃。均能夠滿足30%額定負荷時脫硝(SCR)入口煙氣溫度不低于305 ℃的要求。

表3 煙溫測量統(tǒng)計表 ℃

項目A側(cè)B側(cè)630MW脫硝入口實測煙溫401.24401.14470MW脫硝入口實際煙溫385.46382.98300MW脫硝入口實際煙溫340.64339.62190MW脫硝入口實際煙溫313.66318.50

4.2 安全經(jīng)濟效益分析

改造前后參數(shù)對比如表4所示。改造后鍋爐效率未降低，各參數(shù)變化在設計范圍內(nèi)，設備安全性未降低。2014年度1號機組入口煙溫小于304 ℃，累計時間為2 088 h，按照年利用5 500 h計算，改造后減少NOx排放量525 t/a，增加利潤730.8萬元，減少排污費132.6萬元。項目費用總投資2 687萬元，約3年多便可收回投資。

表4 機組改造前后性能參數(shù)對照表

參數(shù)狀態(tài)630MW470MW300MW190MW壓力/MPa改造前16.4814.2211.155.26改造后16.6614.9011.647.47給水壓力/MPa改造前18.4215.4811.986.19改造后18.4716.1811.968.17省煤器出口壓力/MPa改造前18.1215.1611.705.92改造后18.1915.9611.788.01過熱器出口蒸汽溫度/℃改造前539541540491改造后540538536489再熱器出口蒸汽溫度/℃改造前542540518436改造后542542537498上級省煤器出口水溫/℃改造前313301286267改造后313302288266下級省煤器進口水溫度(鍋爐給水溫度)/℃改造前277260238220改造后278262239219下級省煤器進口煙溫(SCR入口)/℃改造前346324291279改造后395365355311下級省煤器出口煙溫/℃改造前347320295279改造后339312298254空預器出口排煙溫度/℃改造前111.29104.5899.5596改造后111.20103.709395鍋爐效率(BMCE設計效率93.64%)/%改造前94.3994.6494.49改造后94.4794.4794.70SCR入口煙氣溫度提升幅度/℃改造后49416432

5 結(jié)束語

通過對提升SCR入口煙溫不同方法的研究，對比安全性、經(jīng)濟性，選取省煤器分級式，依據(jù)鍋爐特性及SCR催化劑允許連續(xù)操作溫度范圍制定改造方案，并成功實施，解決了因低負荷煙溫低于允許時，脫硝退出運行的問題，實現(xiàn)了從鍋爐最低穩(wěn)燃負荷到滿負荷的寬工況脫硝。

本文責任編輯：王麗斌

Denitrification Analysis on 600 MW Unit Wide Working Condition

Wang Chen,Mao Zhizhong,Xue Yongbo

(Shenhua Hebei Guohua Cangdong Power Generation Limited Liability Company,Cangzhou 061003,China)

Aiming at the problem of low denitrification exit of SCR inlet at low load, this paper compares three methods to improve the smoke temperature of SCR inlet, and puts forward the scheme of the economizer of grade 1 economizer, and analyzes the transformation effect and safety economy. Graded transformation can achieve the minimum stable combustion load to full capacity of a wide range of denitrification, reliable operation, emission reduction effect is obvious, investment recovery cycle is short.

SCR；catalyst;wide working condition;out of stock；smoke temperature;classification of economizer;nitrogen oxides;boiler efficiency

TM621.2

:B

:1001-9898(2017)04-0056-03

2016-12-05

王 晨(1973-)，男，工程師，主要從事火電廠鍋爐技術(shù)管理工作。