低负荷下投运SCR的方案探讨及案例分析

低负荷下投运SCR的方案探讨及案例分析

詹超发

詹超发

（广东省粤电集团有限公司珠海发电厂广东珠海519000）

摘要：本文针对使用了选择性催化还原技术（以下简称SCR）的燃煤电厂在低负荷下因温度过低无法投运，导致氮氧化物（NOX）排放值超标的问题，提出了几个方案，并以珠海发电厂一号机组的锅炉省煤器分级改造方案为例，对其改造方法及实际效果进行深入探讨分析，以期具有类似问题的机组在改造时得以借鉴有所助益。

关健词：发电厂；锅炉；省煤器分级改造；NOX超标；SCR入口烟温

引言

随着大气污染问题的日益严峻，国家环保制度对燃煤电厂烟气排放的制约也越来越严格，从之前的颗粒物（PM）、二氧化硫（SO2），到现今的氮氧化物（NOX）排放限值逐年降低，根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求氮氧化物排放应低于100mg/m3，氨逃逸<3ppm[1]，按发改能源[2014]2093号文（煤电节能减排升级与改造行动计划）的要求，广东燃煤发电机组的氮氧化物排放标准不高于50mg/m3（折算标态6%O2），要求更加严格。

为了控制NOX，许多电厂均采用了在锅炉尾部烟道加装SCR脱硝装置，对SCR脱硝工艺，烟温应达脱硝反应窗口温度（一般为320-350℃）[1]。而低负荷时许多机组的脱硝装置入口烟温远低于该值，催化剂的活性降低，若为了控制NOX而喷入过量的NH3，则将提升尾部烟道中的氨浓度，导致过多氨逃逸，同时也使SO3浓度升高。NH3和SO3在烟气温度200-300℃时生成粘稠度很高的NH4HSO4，它是一种白色晶体，如果在SCR脱硝装置和空预器表面长期堆积将引起堵塞，导致二者压差缓慢上升，从而使引风机负荷增大，影响机组安全运行[5]。面对该情况，在低负荷时各电厂被迫退出SCR运行，然则此举必将使NOX排放值超标，不能满足国家及地方标准的排放要求，所以若要解决这个困境只能从提升催化剂的活性，提高SCR反应效率方面考虑。SCR反应器入口烟温是影响催化剂活性的主因，本文就如何提升入口烟温进行探讨。

1提升SCR入口烟温方案

1.1省煤器烟气旁路方案，如图a所示

省煤器烟气旁路方案分：省煤器内部及外部烟气旁路方案，原理类似。一个是在内部设挡板调节；另一个是在外部增加烟道，并设外部挡板调节烟气，在低负荷时适当开启烟气旁路挡板，使高温的旁路烟气与省煤器出口烟气混合，以提升SCR装置入口烟气温度。该方案投资成本比较少[2]，不过此方案在提升入口烟温的同时亦减少了省煤器的吸热量，导致炉水初温度降低，且会导致排烟温度提高，从而影响锅炉效率。

1.2省煤器给水旁路方案，如图b所示

在省煤器进口及出口之间增加一条旁路管道，用于低负荷时调节进入省煤器的给水量，以减少给水吸热量，提高出口烟温，然则因给水旁路的水无法吸热，将导致省煤器出口的混合水温降低。在较高负荷下，才能确保SCR入口烟温满足催化剂的工作要求，高负荷下锅炉经济性不受影响，但在400MW负荷以下时，排烟温度升高，锅炉效率降低。此外水侧换热系数远大于烟气侧换热系数，对烟温的调节能力有限。

1.3省煤器热水再循环方案，如图c所示

亚临界锅炉炉膛后下水包与省煤器进口管道之间设有一根省煤器再循环管，管道上配有一只省煤器再循环阀（电动截止阀）及再循环泵。以此来提升省煤器入口水温，从而减少烟气经过省煤器后的热损耗，进而使省煤器的出口烟气温度升高。缺点在于，低负荷下锅炉排烟温度升高，热损失增加，锅炉效率降低，同时因增加了再循环，进入水冷壁的水量相对减少，会有超温风险。

2省煤器分级改造实现低负荷脱硝的案例分析

2.1案例概况

珠海发电厂1号机为700MW亚临界燃煤发电机组、采用三菱重工MB-FRR辐射式一次再热、四角单切圆燃烧、强制循环锅炉，采用单炉膛、倒U型露天布置。锅炉设计燃用国产煤或进口煤，燃烧器四角布置，制粉系统为直吹式，配6台三菱立式MVM25RL型磨煤机，BMCR工况五运一备。过热器系统由一级过热器、二级过热器和三级过热器组成，装有二级喷水减温装置；再热器系统由墙式再热器和高温再热器组成，装有一级喷水减温装置来调节再热蒸汽温度，也可以通过调整燃烧器摆角来调节再热蒸汽温度。

1号锅炉前期进行了低氮燃烧器改造及选择性催化还原脱硝（SCR）改造。全套的烟气脱硝SCR装置由中电投远达工程环保有限公司提供，SCR装置采用单炉体双SCR结构体布置在省煤器的下游、空气预热器的上游，属于高灰型SCR布置方式。一般情况下，机组负荷在500MW以上时，SCR反应器入口烟温范围为320℃-400℃，可以正常投入SCR反应器，脱硝效果显著。然而在50%ECR工况下，1号锅炉SCR入口烟温（相当于省煤器出口烟温）为292.55℃，低于SCR反应器的最低工作温度308℃。而在250MW工况运行时，SCR入口烟温更低，仅276.17℃，如下表1所示

由上表可见原有烟气系统在锅炉低负荷时，省煤器出口烟温不能满足SCR装置最低连续喷氨温度的要求。为尽可能控制NOX排放，该厂之前在做过氨逃逸分析研究后，已将脱硝系统喷氨投运最低温度定值已由308℃调整为290℃，脱硝喷氨退出时，机组负荷约在350～370MW左右。然而仍无法满足低负荷时的脱硝控制需求，故仍需对原有尾部烟道烟气汽水系统进行改造，以保证250MW工况及以上负荷SCR入口的烟气温度满足喷氨要求，且700MW工况及以下负荷SCR入口的烟气温度达到400℃以下。

2.2改造情况

通过调研、对比分析，考虑到既要使烟气在经过省煤器时仍能保有足够的热量，以满足SCR对其入口烟温的需求，又不至于使排烟温度升高，降低锅炉热效率，所以珠海发电厂1号锅炉选用了省煤器分级改造方案。

原省煤器要拆除的部分，从空间上考虑选定于烟气下游，拆除面积约6930m2。用新散管将原省煤器的每根管的两个切口接上。原有省煤器的炉管规格：φ42.7×4.7mm，材质为SA210C，增加的新散管规格为φ42×5mm，材质为SA210C。

原省煤器的中间检修空间处各根管（垂直段）切开，并分别接入长455mm的管，这样原有省煤器的中间检修空间增高455mm，予以方便今后的检修工作。455mm长新直管规格为φ42×5mm，材质为SA210C。原有省煤器上部及其进口联箱不变。

新增分级省煤器分为2组（A、B侧），分别布置在SCR反应器后的2个（A、B侧SCR反应器最底层，即SCR预留层）烟道中。新的分级省煤器为H型鳍片省煤器。H型鳍片省煤器，换热面积为19500m2。增加的分级省煤器蛇形管的规格为φ44×5mm，材质为SA210C。分级省煤器管排顺列布置，横向节距为110mm，纵向节距为100mm。新增加的H型鳍片省煤器，采用悬吊方式吊在SCR下部催化剂支撑钢结构上。

原主给水管道在省煤器进口电动闸阀后直段给水管进行切割，并用新给水管道连接到分级省煤器进口联箱。两侧的分级省煤器出口联箱经管道连接到炉后，通过三通管汇合成一路管道连接至原省煤器进口联箱。如图（f）、（g）所示

2.4改造后运行情况

从上表可以看出，改造前后空预器入口温度即省煤器与SCR的总出口温度有所下降，相差在10℃以内，从锅炉效率对比可以看出对锅炉运行经济型基本没有影响。省煤分级器改造后，SCR入口烟温有了明显的提升，各负荷段的温度都在300℃以上，400℃以下。该厂研究证明：SCR装置入口烟温在300℃以上投入氨气运行时，所测得的氨逃逸值很低，对下游设备影响不大，满足喷氨要求，达到了正常运行中全负荷投入SCR脱硝装置的目的。运行中分级省煤器受热面未发生泄漏，烟气温度、汽水参数稳定，显示其换热性能良好。

省煤器分级改造后，珠海发电厂对1号锅炉进行了678MW和300MW负荷下的脱硝率及氨逃逸测试。结果如下表3所示

上表看出在相对高负荷及低负荷段，SCR脱硝装置都能达到较高的脱硝效率，出口NOx浓度都在50mg/Nm3以下，氨逃逸浓度（折算至6%O2）也均满足不超过3μL/L的标准，同时还存在适当降低脱硝率以减少氨逃逸的裕度，说明此次改造成效显著达到预期目的。

3结语

对于以提高SCR脱硝装置入口烟温增加SCR的投运率为目的的改造来说，实现方法有多样各有优缺点，各个电厂可以根据自身实际情况进行选择。珠海发电厂1号机组省煤器的分级改造方案，证明了该技术可以明显提升低负荷时的SCR入口烟温，增加脱硝装置投运率。同时因为增大了省煤器的面积，所以空预器的入口烟温有所下降，理论上排烟温度亦会降低，从而提升锅炉热效率，但此次改造后出现了锅炉效率略有下降的情况，可能存在其他原因，需要后期进行效率试验来查找。从总体上看该方案改造合理切实可行，运行中各参数控制比较理想，值得类似机组参考借鉴。

参考文献：

[1]GB13223-2011，火电厂大气污染物排放标准[S]．北京：中国标准出版社，2011．

[2]李德波，曾庭华，廖永进等.600MW电站锅炉SCR脱硝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.

[3]鲁芬，问树荣，冯润富等，某600MW机组锅炉换热面分级及烟气流场优化[J].《热力发电》，2018-06-041

[4]齐玄，齐继玄.浅议燃煤机组低负荷脱硝改造方案[J].能源与节能，2016，01（124）：118-119

[5]钟礼金.700MW燃煤锅炉机组脱硝改造策略研究[J].广东电力，2012，07

[6]余岳溪；廖永进；范军辉等.增设零号高压加热器控制SCR脱硝烟温对机组经济性影响的计算研究[J].广东电力，2016，09