锅炉宽负荷脱硝改造研究与应用

锅炉宽负荷脱硝改造研究与应用

丁建平

华电能源股份有限公司佳木斯热电厂

一、设备现状及存在的问题，对安全、经济运行和环境影响

1、SCR系统运行现状

SCR系统的催化剂的工作温度通常在290~420℃之间，SCR反应器的烟气温度设计在310~420℃之间，否则脱硝系统无法正常工作。

以目前哈锅1024t/h锅炉的最低运行负荷为主蒸汽流量510t/h（约55%电负荷）的供热工况，此时锅炉A、B两侧实测SCR进口烟温分别为308.5℃、311.4℃（平均为309.9℃），A，B两侧烟温基本相同，且均能满足脱硝的正常需求。但根据后续的供热及调峰要求，锅炉的负荷必须进一步降低（30%额定负荷），此时，锅炉尾部烟气的温度将进一步下降，即脱硝入口烟气温度将进一步降低，尤其在当下煤质不稳定的条件下，当入炉煤质频繁波动而造成的烟气量增减，会使得低负荷下的SCR入口烟温频繁波动，不能满足脱硝系统运行需求。与此同时，在国家节能环保的高压政策下，SCR脱硝装置在全负荷、全时段内高效稳定运行受到普遍性关注。按超低排放标准要求，NOx排放浓度须严格控制在50mg/Nm3（干基、6%O2）以下，较低的NOx排放浓度常伴随着较高氨逃逸率，逃逸的氨（NH3）与烟气中的三氧化硫（SO3）反应生成硫酸氢铵（NH4HSO4），该酸性物质易造成空气预热器堵塞，且对下游的除尘设备、低压省煤器等造成不利影响。根据北极星节能环保网2015年公开的某大型发电集团的统计结果，300MW等级机组空气预热器堵灰已成为共性问题。针对当下火电机组降负荷调峰的运行趋势，更低的负荷意味着更低的排烟温度，进而进一步加剧了该问题的严重性。

因此，为了保证锅炉在低负荷下的脱硝运行温度，需通过改造以提高锅炉30%额定负荷时SCR入口烟气温度；同时，针对低负荷下的SCR脱硝装置氨逃逸带来的下游空预器积灰堵塞问题，实施SCR分区喷氨改造技术。本章将依据现有哈锅1024t/h锅炉的实际运行工况、锅炉设计工况、煤质条件及其他电厂改造经验，分析适合于哈锅1024t/h锅炉宽负荷脱硝改造技术路线。

二、宽负荷脱硝改造路线

宽负荷脱硝改造路线是在提升SCR入口烟温改造同时实施SCR分区喷氨改造。提升SCR入口烟温技术路线目前有：省煤器分级、省煤器给水旁路、烟气旁路、零号高加、省煤器热水再循环5种技术路线。也有采用低温SCR催化剂方案。

1、省煤器分级技术

省煤器分级是近年发展起来的一项新的宽负荷脱硝投运的技术，即将原来的单级省煤器拆成两级，一级布置在SCR装置之前，一级布置在SCR装置之后，不需要额外增加省煤器的换热面积，只需增设两级省煤器间的集箱、连接管道等，具有系统简单可靠、运行方便等特点，但与此同时，该方案由于是直接对省煤器进行改造，使得SCR装置前的换热面积减小，因此存在着高负荷下SCR入口烟温过高的情况，因此该方案的具有一定的灵活性缺陷。

2、省煤器给水旁路技术

部分给水旁路通过省煤器，直接进入省煤器出口联箱，减少省煤器的传热量。

3、烟气旁路方案

该方案是在锅炉尾部烟道区域设置旁路烟道，将部分烟气由旁路引出而不经过后面的换热面，使得该部分高温烟气与尾部出口烟气相混合，进而达到调节SCR反应器入口烟温的目的。外部旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路烟气挡板的开度来调节外旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例，以此来控制SCR入口烟气温度。

4、零号高加方案

此方案仅适用于高压缸带有补气阀的汽轮机组。为提高低负荷下SCR入口烟气温度，保证SCR正常投运，可增设一台高压给水加热器，简称零号高加，以提高给水温度。在低负荷段，保证锅炉省煤器出口烟气温度保持在合理的区间，保证采用选择性催化还原法的脱硝装置正常投运。

5、省煤器热水再循环技术

省煤器热水再循环是美国ALSTOM公司提出的解决SCR入口烟温较低的方案，通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，在省煤器入口烟温较低时，将部分给水短路，直接引至下降管中，减少流经省煤器的给水量，同时打开再循环阀，使下水包提供一部分热水与给水混合，从而加大省煤器的水量，提高省煤器入口水温，降低水温和烟温差，达到降低省煤器吸热量，提高省煤器出口烟温的目的。

二、各改造方案对比

锅炉在30%THA负荷工况下运行时，SCR入口烟温约为273℃，将会低于脱硝催化剂要求的310℃工作温度。本章依据计算和方案分析，提出了省煤器分级、省煤器给水旁路、高温烟气旁路、增设零号高加以及省煤器热水再循环5个技术方案。

对提升SCR入口烟温的各方案进行分析对比汇总，详见下表

结论：以30%THA负荷下需提高SCR入口烟温约30℃计算，技术上可行的方案为省煤器分级、高温烟气旁路、省煤器热水再循环以及低温SCR催化剂方案。省煤器给水旁路和零号高加方案不可行。其中省煤器热水再循环方案及低温SCR催化剂方案投资较高，而省煤器分级方案改造完成后调节灵活性小，对煤质适应性差；其次，省煤器给水旁路方案所带来的烟温提升有限，效果不明显，且存在着省煤器出口工质欠焓不满足要求的风险。综合比较各有优缺点，可根据锅炉实际运行状态，采取最优方案进行技术改造。