670MW燃煤机组全负荷脱硝改造技术应用与展望

670MW燃煤机组全负荷脱硝改造技术应用与展望

孙嘉伟

大唐黄岛发电有限责任公司  山东青岛  266500

摘  要：针对670MW燃煤机组启动、调峰、停运期间SCR脱硝系统无法全程投运的现状，提出了“省煤器分级+烟气旁路”脱硝系统全负荷投运改造方案并进行了应用实践，结果表明该方案能够控制脱硝入口烟温在机组全负荷区间稳定在保证值范围内，实现机组全负荷脱硝。通过改造前后的热力试验数据表明，此方案未对锅炉效率造成负面影响，取得了较好的工程效果。针对目前脱硝投运技术研究应用现状，展望了锅炉启动后脱硝系统全程投运技术的研究应用。

关键词：燃煤机组；全负荷脱硝；入口烟温；应用；展望

0 前  言

环保部颁布的《火电厂大气污染物排放标准》中规定氮氧化物（NOx）排放量小于50mg /m3。目前燃煤机组锅炉的NOx控制技术主要有２种[1]：一种是改变燃烧条件，控制燃烧过程NOx的生成，如低氮燃烧器技术；二是通过技术手段转化已经生成的NOx，如选择性催化还原技术（SCR）。目前国内绝大部分火力机组均选择了SCR 脱硝技术[2,3],该技术成熟、成本经济、效率可达80％以上，但为保证催化剂的活性，对脱硝入口烟气温度有一定要求（入口烟温保证值310~420℃）。当反应温度低于下限值时，所喷入的NH3 中氨分子很少与NOx反应，而是首先与SO3、H2O反应[4,5]形成铵盐。铵盐一部分会附着在催化剂表面，降低催化剂的活性，一部分会被烟气带至空预器表面，阻塞换热元件空洞，影响换热效率，造成空预器热差压异常。绝大部分燃煤机组在启动、深度调峰、停运过程中，SCR 脱硝烟道处入口烟温均低于下限温度，为保证催化剂的安全，绝大部分机组均选择在此期间不投运脱硝设备，导致脱硝整体投运率不高。但随着国家《排污费征收标准管理办法》的执行，通过对NOx的排放量实施惩罚性收费来补贴严格实施排放控制的燃煤机组，脱硝设备投运率低的弊端开始显现。

在综合考虑改造成本、锅炉效率、应用效果等问题基础上，并结合已有的全负荷脱硝改造方案研究成果，提出了“省煤器分级+烟气旁路”的方案，并通过现场改造实践证明改造后锅炉在保证效率的前提下，能够实现SCR脱硝系统全负荷投运。

1 锅炉改造方案

1.1改造前脱硝系统运行情况

锅炉改造前，分别对机组启动、调峰、停运阶段的脱硝投运情况进行分析。由图1、图2、图3可见，这三个阶段脱硝入口烟温不能满足脱硝系统的正常投运，机组无法实现全负荷脱硝，且脱硝系统投运在机组整个负荷区间受限，670MW机组基本上在负荷400MW以下时，脱硝入口烟温就不能保证脱硝系统的正常投运。

图1改造前机组启动阶段脱硝入口烟温                     图2改造前机组调峰阶段脱硝入口烟温

图3改造前机组停运阶段脱硝入口烟温

1.2 “省煤器分级+烟气旁路”改造方案

通过拆除部分原有的靠近烟气下游的省煤器受热面，在SCR反应器后增设省煤器受热面。给水直接引至位于SCR反应器后的省煤器，然后通过连接管道再引至位于SCR反应器前的原有省煤器。从原有省煤器前烟道增加烟气旁路，烟气旁路直接引至脱硝入口处

2应用效果

2.1改造后脱硝系统投运情况

机组启动时，烟气通过旁路挡板使脱硝系统入口温度升至脱硝系统投运保证值范围内，机组并网发电前即可投运脱硝系统

受风电、光伏、“外电入鲁”等因素影响，火电机组调峰能力也迎来更严峻的挑战。机组在调峰过程中势必对脱硝入口烟温产生较大的影响。改造后机组的脱硝系统能够很好的适应机组深度调峰过程，保证机组在调峰过程中脱硝系统能够稳定高效投运

2.2锅炉效率核算

锅炉改造前后分别进行了热力性能试验。考虑到燃煤经济性，机组一直以来实行配煤掺烧。所采用煤质经综合核算得知，试验煤质与设计煤质相比全水分较高、灰分稍低、发热低，煤质数据对比由表1可知。

表1 不同负荷段煤质对比项目

Table 1Coal Quality Comparison on Different Loads

排烟温度变化是衡量改造前后锅炉热效率变化的重要参数。机组低负荷区间排烟温度略有升高，主要是因为利用烟气提升脱硝入口烟温导致的结果，高负荷区间较改造前下降了1℃左右，原因之一是新加省煤器吸收了一部分脱硝后的烟气热量，降低了排烟温度。单从这一方面考虑，改造对锅炉效率的提高带来了积极正面的影响。

全负荷脱硝改造是在机组检修期间进行，检修后锅炉热效率受诸多因素影响，改造并没有降低锅炉热效率，达到了预期的工程效果。

3结论与展望

1. “省煤器分级+烟气旁路”改造方案实现了机组并网后的全负荷脱硝。

2. 锅炉全负荷脱硝改造是在机组检修期间完成，通过修前修后热力试验数据对比可知，改造并没有降低锅炉热效率，且增设的

SCR后省煤器管道对锅炉效率的提升有正面积极的影响，整个改造工程达到了预期的工程效果。

3. 随着国家对环保排放指标要求的日渐严格，对燃煤机组的排放将会提出更加严格的要求。“省煤器分级+烟气旁路”改造方案已基本能实现机组并网后的全负荷脱硝且投入效果可靠，但从锅炉开始点火启动至机组并网期间的脱硝投入技术的应用尚属空白。现阶段，对于此期间脱硝投运技术有两种方案供讨论：辅汽加热和电加热。仅对两种方案进行比较，辅汽加热技术运行成本较高，电加热技术对厂用电指标带来了不小的挑战且后期维护成本较高。因此，锅炉启动后全过程脱硝技术的应用研究工作亟待开展。

参考文献

[1] 李德波,曾庭华,廖永进,等.600MW电站锅炉SCR系统全负荷投运改造方案研究与工程实践[J]. 广东电力,2016,29(6):12-17.

[2] 杨冬,徐鸿.SCR烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用[J]. 电力环境保护,2007,23(1):49-51.

[3] 云端,宋蔷,姚强.V2O5-WO3/TiO2 SCR催化剂的失活机理及分析[J]. 煤炭转化,2009,32(1):15-18.

[4] 马双忱,金鑫,孙云雪,等.SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制[J]. 热力发电,2010,39(8):12-17.

[5]曹志勇,秦逸轩,陈聪.SCR烟气脱硝催化剂失活机理综述[J]. 浙江电力.2010,29(12):35-37.

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