大唐东营电厂 2X1000MW二次再热机组 全负荷脱硝方案设计

徐铁华 1，姚宇飞 1，马超 1，张元生 2

1东北电力设计院有限公司，吉林 长春 130021； 2 大唐东营发电有限公司，山东 东营 257091

〖内容摘要〗本文依据大唐东营2X1000MW二次再热机组的工程条件和主机特点，针对燃煤机组的全负荷脱硝要求，对相关方案进行了工程适应性分析和技术经济对比，最终确定采用分级省煤器的全负荷脱硝方案，以实现东营工程全负荷脱硝，满足国家环保排放要求。

〖关键词〗SCR 全负荷脱 零号高加 省煤器烟气侧旁路 省煤器给水旁路 分级省煤器

1 项目概况

本工程本期建设2×1000MW高效超超临界燃煤机组。

锅炉型式：超（超）临界参数、直流炉、单炉膛、二次再热、平衡通风、运转层以下紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、切圆燃烧方式，塔式锅炉。

汽机形式：超（超）临界、二次中间再热、单轴、六缸六排汽、凝汽式汽轮机。

脱硝采用选择性催化还原法（SCR）。脱硝系统由SCR反应区和还原剂存储、制备供应系统两部分组成，且采用尿素水解制氨方式进行烟气脱硝。

2基于SCR脱硝工艺的全负荷脱硝技术

目前基于选择性催化还原法（SCR）脱硝装置的脱硝系统，为提高低负荷下SCR入口烟气温度，实现机组全负荷脱硝，主要技术方案有以下几种：设置零号高加提高给水温度、省煤器烟气旁路，省煤器给水旁路，分级省煤器等。

2.1 设置零号高加方案

设置零号高加就是在1号高加前增加一旁路高加，用汽机抽汽加热给水，可在低负荷时投运以提升进入省煤器的给水温度，减少给水在省煤器的换热，提高进入SCR反应器的烟气温度，此种方法不但能够提高进入SCR反应器的烟气温度，同时由于旁路高加投运后回热级数增加，进一步提高机组低负荷运行热效率，减少煤耗。

零号高加蒸汽一般有两个来源，一是从汽轮机高压缸补汽阀进口倒抽汽作为零号高加加热汽源；另外一种需要与主机厂配合，在高压缸的1号抽汽口之前增加抽汽口，匹配零号高加所需的蒸汽参数，零号高压加热器疏水至1号高加。

2.2 省煤器给水旁路方案

省煤器给水旁路方案是在省煤器进口集箱前设置调节阀和连接管道，将省煤器给水入口处分为主流水量和旁路水量，低负荷运行时将部分给水通过旁路管道进入省煤器出口集箱，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。

该技术主要优点是系统布置较简单，对原烟风汽水系统影响较小，投资成本较低，比较适合于改造工程。该技术的主要缺点是：

• 由于给水的换热系数为烟气换热系数的1/83，远远小于烟气的换热系数，通过给水旁路能够提高进入SCR反应器的烟气温度，但是效果不明显，要明显差于省煤器烟气旁路。

• 由于进入省煤器的给水量减少，会导致省煤器出口处给水温度升高，极端情况会造成省煤器出口处给水气化，烧坏省煤器。

2.3 省煤器烟气旁路方案

省煤器烟气旁路技术是在机组低负荷运行时，引一路高温烟气与末级省煤器出口烟气混合，提高进入SCR反应器的烟气温度。在省煤器旁路烟道上设置旁路烟气挡板，通过调节旁路挡板的开度可以控制高温烟气混入量，从而调节SCR反应器入口烟气温度。 

此方案的优点是投资成本适中，应用广泛。其缺点主要是烟气旁路挡板的泄漏、卡涩等问题，正常负荷运行中旁路挡板的泄漏量不加以控制的话将影响锅炉整体效率；而旁路挡板的卡涩将对低负荷旁路投入时的SCR入口烟气温度调节造成困难。选用此方案时应选用质量可靠、密封性好的风门，并注意检修维护以保证该风门的可靠运行。

2.4 分级省煤器方案

分级省煤器方案是将脱硝装置的烟气抽取点由原来的省煤器出口改为省煤器管组间抽取，以提高进入脱硝装置的烟气温度，即省煤器需分级设置，将部分受热面移至脱硝装置后。此方案可提高各负荷下的脱硝反应器入口烟温，既可满足低负荷下脱硝装置的运行烟温要求，又不至于使排烟温度升高，降低锅炉热效率。为确定省煤器受热面的分级比例，需对省煤器分级改造方案进行热力计算。塔式炉分级省煤器方案布置示意见图2.1。

通过图2.1可以看出，省煤器分级布置方案将原省煤器拆分为上级省煤器和下级省煤器，下级省煤器挪至SCR装置后。通过该方案可保证全负荷范围内SCR入口烟温均在安全温度范围，可正常、高效投入运行。本方案兼顾了提温效果和安全可靠性，并且不需额外控制调节，也不影响锅炉效率，故低负荷条件下经济性较好。目前宽负荷脱硝改造投运电厂多数采用分级省煤器方案，运行效果较好。

图2.1 塔式炉分级省煤器方案布置示意图

3 东营1000MW工程全负荷脱硝技术方案设计

对于上述的几种全负荷脱硝方案，本文将结合东营工程特点，对几种方案的适用性进行分析，并通过经济技术比较确定最终方案。

3.1 设置零号高加及设置省煤器水侧旁路方案的工程适用性分析

东营工程汽机为上汽二次再热超超临界1000MW六缸六排汽凝汽式汽轮机，以往的上汽二次再热1000MW超超机组均未设置补气阀，本工程首次采用了六缸六排汽机型并设置了补气阀，其在机组额定负荷以上时开启，增加主汽流量并维持主汽定压，同时兼顾机组的一次调频。本工程汽轮机补气阀的设置为采用零号高加提供了条件，但还要从锅炉水侧热力系统特性分析其适用性。锅炉省煤器进出口给水参数见表3.1。

表3.1 省煤器进出口给水参数表

如上表参数所示，在机组30%BMCR负荷时，省煤器出口水温已达320℃，已经非常接近汽化的饱和温度，如此时为满足脱硝装置入口310℃的烟温需求，通过设置零号高加提高给水温度，将造成末级省煤器水侧给水汽化，给水在进入水冷壁之前会发生汽化导致水冷壁换热条件变差而爆管。因此本工程不推荐设置零号高加提供给水温度的全负荷脱硝方案。

同理，采用省煤器给水旁路的全负荷脱硝方案时，经测算大约需要旁路30%的给水流量，此时末级省煤器的水侧也将放生汽化，运行安全存在问题，故此方案也不适合本工程。

3.2 省煤器烟气侧旁路方案的工程适用性分析

东营工程锅炉采用双烟道挡板调温方式，尾部烟井是双烟道的形式，如不采用全负荷脱硝技术，锅炉烟气参数见表3.2。

表3.2 不采用全负荷脱硝技术锅炉烟气参数表

由表3.2可以看出，在锅炉50%THA及以下负荷时，脱硝入口烟气温度低于310℃，不能满足SCR反应温度要求。如采用省煤器烟气旁路方案，为便于烟道布置，可将省煤器旁路接入口设置在后烟井省煤器入口，在机组30%BMCR~50%THA等低负荷工况时，可通过省煤器旁路烟道从后烟井省煤器入口抽取总烟气量的15%~3%后与省煤器出口烟气混合，使脱硝装置入口烟气温度维持在310℃以上。故采用省煤器旁路烟气方案可以实现全负荷脱硝功能，可作为本工程机组全负荷脱硝备选技术方案之一。

3.3 分级省煤器方案的工程适用性分析

东营工程采用分级省煤器方案后，经计算，机组各负荷工况下烟气温度见表3.3-1。

表3.3 分级省煤器方案机组各负荷工况下烟气温度

由表3.3可以看出，在锅炉各负荷工况下，脱硝入口烟气温度均高于310℃，能满足SCR反应温度要求。故分级省煤器方案可以实现机组全负荷脱硝功能，可作为本工程机组全负荷脱硝备选技术方案之二。

3.4 东营工程全负荷脱硝方案选择

经上述分析，本工程全负荷脱硝可采用两个备选方案：方案一：省煤器烟气侧旁路方案；方案二：分级省煤器方案。下文将通过对两个方案做出对比分析以确定适用于本工程的最佳方案。

3.4.1 运行效果对比

1）省煤器旁路烟气方案的优点是提高烟温的效果较好，实施简单，该方案的缺点是安全、稳定、可靠性较差，烟气侧的调节难度较大，增加省煤器烟气旁路将引起如下问题：

• 抽烟气口、送烟气口都会给原有的烟气流场增加扰动，烟气的混合不容易均匀，或者为达到均匀的目的，增大了烟气测阻力。

• 高负荷下抽烟气口关断挡板工作工况恶劣，设备易发生故障。如果长期不在低负荷运行，也就是挡板门处于常闭状态，可能会导致积灰、卡涩打不开。挡板门密闭不严可能导致排烟温度升高10~20℃，影响机组经济性（热效率可能降低0.5~1%）并且对电厂的运行控制方式带来一定的改变。

• 针对双烟道挡板调温锅炉，尾部烟井是双烟道的形式，抽取烟气时只能从前烟道或后烟道抽，低负荷时从单侧烟道抽取过多烟气量时会导致锅炉一次再热低温再热器和二次再热器低温再热器受热不均，再热汽温控制难度加大。

• 由于前烟井和后烟井是通过尾部挡板控制烟气量的，在调节抽烟口处关断挡板来抽取烟气时，除了会影响抽烟口处烟井中的烟气，也会影响到另外烟井中的烟气，所以抽取烟气的量很难准确控制。

2）分级省煤器方案不增加控制系统，不改变整个热力系统的热力分配和运行、调节方式，不提高排烟温度，不降低锅炉热效率。该方案的缺点是系统内设备设计安装完毕并投运后无现场调节手段，设置分级省煤器后可能会引起如下问题：

• 对脱硝入口烟温无现场调节手段，当煤质波动较大，尤其是燃用较好煤质的时候，烟气量较小，在机组低负荷工况下可能会导致脱硝入口烟温过低。在此极端情况下，需要通过空预器旁路系统提高给水温度来实现低负荷脱硝功能。

采用分级省煤器方案，一级省煤器布置在脱硝装置前，二级省煤器布置在脱硝出口。热力系统中高压加热器因故障切除后，在机组低负荷工况下，二级省煤器入口给水温度较低。当二级低温省煤器冷端金属平均壁温低于220℃时，有可能会在换热管上沉积硫酸氢胺，造成换热管阻塞，加剧金属腐蚀速度。对此，应加强二级省煤器运行管理，保证吹灰系统正常投运。

3.4.2 经济性对比

1) 初投资比较

对于省煤器烟气旁路方案，本工程为塔式炉，省煤器布置在锅炉顶部，需在炉顶约130m高度处省煤器入口两侧各设置一条烟气旁路。烟气经过旁路烟道接出后，接入炉后烟道脱硝装置入口，单侧烟道长度约为35m。按照15%烟气量考虑，由于省煤器旁路处烟温较高，烟气比容较大，单侧烟道截面积约16㎡。考虑到还需要增加两个挡板门，设置省煤器烟气旁路，投资增加约220万元。

对于分级省煤器方案，由于本工程为新建工程，省煤器分级设置不需要增加换热面积，仅需增加两个省煤器集箱，对于锅炉本体并不需要增加费用。

2) 运行费用比较

对于省煤器烟气旁路方案，烟气旁路上需要设置挡板门。挡板门运行在高温、高尘环境中，必然会因密闭不严导致漏烟致使锅炉排烟热损失增大，影响经济性。按照锅炉效率下降0.5%核算，全年发电设备利用小时数按照5500，标煤价格按照655元/t，单台机组全年增加煤耗费用约456万元。

对于分级省煤器方案，无执行部件，不存在漏烟，锅炉各负荷工况下不降低锅炉热效率，年耗煤费用不会因该系统而增加。

3.4.3 综合对比

通过上述对比分析，两方案综合对比见表3.4-1。

表3.4 各方案优缺点对比表

通过表3.4可以看出，综合技术、经济比较结果，省煤器分级布置方案具有系统可靠、调节简单、投资抵、不影响锅炉效率的优势，因此推荐本工程采用分级省煤器方案实现机组全负荷脱硝功能。

4 结语

建设高效节能、绿色环保的常规火电燃煤机组，针对采用SCR脱硝工艺的要求尤为重要，本工程通过对几种方案的对比，最终选择分级省煤器方案实现机组全负荷脱硝功能，满足国家环保排放要求。

参 考 文 献

1. 黄文静等.电站燃煤锅炉全负荷脱硝SCR脱硝控制技术探讨［J］.节能技术，2015（2）:189-193.

2. 夏良伟等.大容量锅炉省煤器两级布置及其应用［J］.锅炉制造，2014（3）:1-3.

作者简介：

徐铁华（1978.8-），女，本科，高工，从事火力发电厂热机专业设计工作。E-mail：xutiehua@nepdi.net，电话：0431-85798601。