發電廠機組鍋爐全負荷脫硝改造工程的必要性及鍋爐全負荷脫硝技術路線探究

石祥文

摘 要 目前發電廠采用的全負荷脫硝改造技術，不能實現從點火工序開始的所有負荷脫硝，需進行改造。本文從發電廠機組鍋爐全負荷脫硝改造工程的必要性入手，以A燃煤發電廠為例，給出三種全負荷脫硝技術路線，分析其經濟性與技術性，獲得最佳的鍋爐全負荷脫硝技術路線，為其他發電廠提供經驗參考。

關鍵詞 發電廠;鍋爐;全負荷脫硝

前言

發電廠生產排放的氮氧化物是總排放量的50%，為減少環境污染，政府部門出臺《火電廠大氣污染物排放標準》，要求發電廠控制燃煤機組的氮氧化物排放量。發電廠引進煙氣脫硝技術，通過選擇性催化還原（SCR）減少氮氧化物排放，但該技術的應用要求較高，難以實現全負荷運行，氮氧化物效率處理效果不理想，需采取有效措施改進。

1發電廠機組鍋爐全負荷脫硝改造工程的必要性

目前發電廠機組鍋爐采用的脫硝技術為SCR脫硝技術，該技術的脫硝原理如下：在含氧條件下，將氨氣作為還原劑，輸入到火電廠生產的煙氣中，利用催化劑的催化作用，將氮氧化物還原為氮氣和水。SCR脫硝技術對反應條件的要求較高，火電廠的煙氣溫度需處于320℃-420℃的范圍內，因為催化劑在該溫度范圍內的活性最強，可使還原反應達到最優。就此，技術人員需將SCR脫硝系統布置于鍋爐省煤器與空預器之間，營造最佳的反應環境。

但在實踐生產中，由于我國發電廠的燃煤機組受當地電網調度，所以某些時刻，燃煤機組難以達到滿負荷運行狀態，有些甚至會處于40%負荷運行狀態。在低負荷運行時，省煤器的出口煙氣溫度降低，一旦其低于320℃，會導致氨氣與煙氣中的三氧化硫反應，生成硫酸銨與硫酸氫銨，這兩種物質會堵塞SCR脫硝系統中的催化劑傳輸微孔，影響催化劑的催化效果，提高氮氧化物的排放量。同時，銨鹽會在煙氣的推動下，集聚SCR脫硝系統的換熱元件或預熱器中，對SCR脫硝系統造成破壞，嚴重時會導致系統崩潰，影響氮氧化物處理效果[1]。可見，在發電廠燃煤機組生產運行中，技術人員需積極推進鍋爐全負荷脫硝改造工程，優化SCR脫硝系統的運行，保障氮氧化物的合理排放。

2發電廠機組鍋爐全負荷脫硝技術路線探究

A燃煤發電廠的鍋爐為直流燃煤鍋爐，技術人員將省煤器安裝于鍋爐的后煙井部位，和煙氣處于相反位置，在400MW負荷運行時，出口煙氣溫度僅為298℃，不符合SCR脫硝系統的應用要求。本文以A燃煤發電廠為例，結合其燃煤機組的各項參數，給出全負荷脫硝改造工程的技術路線方案，對比不同技術路線的經濟性與技術性，選擇最優化的技術路線，并將其投入運行，分析其實踐效果，為其他發電廠提供成功經驗。

2.1 技術路線方案

方案一：簡單水旁路技術路線。技術人員可在省煤器進口集箱前端安裝調節閥及管道，省煤器的水旁路與下降管連接，降低省煤器中的水流量，避免過多水流吸收煙氣熱量，從而提高出口煙氣溫度。在該改造方案中，技術人員需安裝管道旁路，配置器件較多，如調節閥、止水閥與吊架等。

方案二：省煤器再循環。技術人員在設置簡單水旁路的基礎上，應用再循環系統，將其安裝于省煤器出口部位，將該部位的熱水循環傳輸到省煤器的進口部位，使進口位置的溫度升高，減少省煤器的吸熱，從而提高出口煙氣溫度。在該改造方案中，技術人員需在配置簡單水旁路的器件基礎上，安裝再循環泵、疏水系統等器件。

方案三：省煤器分級設置技術路線。技術人員需將部分煙氣下部安裝的省煤器受熱面拆除一部分，將其安裝于在SCR反應器的后方，使水在SCR反應器前后部位的省煤器流動，控制省煤器的吸熱，從而提高出口煙氣溫度。在應用該技術路線方案時，技術人員需準確計算受熱面的面積，根據SCR脫硝系統的全負荷運行參數，合理設置受熱面。例如，如果要保障SCR脫硝系統在220-600MW符合下實現有效脫硝，需配置全負荷能投入脫硝，根據鍋爐熱力計算得到，需分級設置6659m2的省煤器受熱面積。在該改造方案中，技術人員需進行后煙井的拆除、給水管道的配置等操作，并增設平臺扶梯與吹灰器等器件[2]。

2.2 方案對比分析

在技術實踐與分析中，筆者對改造后的SCR脫硝系統進行仿真模擬，計算300MW、400MW、500MW、600MW負荷下的煙氣出口溫度，分析各方案的改造效果，并計算各方案的成本，選出最佳方案。方案一的煙氣出口溫度平均提升9℃，建設成本約300萬元，不會影響鍋爐經濟性;方案二的煙氣出口溫度平均提升52℃，運維費用較高，每年泵的運行費用達70萬元，運維管理費用達65萬元，建設成本約2100萬元;方案三的煙氣出口溫度平均提升55℃，不會影響鍋爐經濟性，但對煤種有要求，建設成本約2400萬元。

2.3 生產實踐效果

綜合上述經濟性與技術性對比，方案一的技術性較差，方案二的經濟性較差。A燃煤發電廠選擇方案三作為SCR脫硝系統改造方案。在生產實踐中，改造后的鍋爐可保持全負荷運行，煙氣出口溫度滿足要求，排放氮氧化物處于國家排放標準內;在250MW與600MW的負荷下，鍋爐效率均可超過94%，可保障鍋爐的長期可靠運行。可見，省煤器分級設置方案可滿足鍋爐全負荷脫硝技術的應用需求，可在發電廠中推廣應用。

3結束語

綜上所述，發電機組鍋爐脫硝系統在生產實踐中保持低負荷運行狀態，需進行全負荷改造。借鑒A燃煤發電廠的成功經驗，需對發電廠機組鍋爐采取分級設置省煤器的方案，將原本位于煙氣下方的受熱面轉移到SCR反應器后方，提升SCR設備的入口煙氣溫度，提升燃燒效果，實現全負荷脫硝，使發電廠排放的氮氧化物符合國家標準。

參考文獻

[1] 林邦春，郭為.電站鍋爐全負荷脫硝技術路線分析及選擇[J].工程建設與設計，2019，（04）：186-188.

[2] 石中喜，張金柱.國產600 MW超臨界燃煤機組全負荷脫硝改造技術分析[J].華電技術，2017，39（09）：54-57，78.