机组灵活性改造中脱硝系统改造方案对比分析

机组灵活性改造中脱硝系统改造方案对比分析

郭亚兰 王 印

国能荥阳热电有限公司，河南 郑州 450000

摘要：针对灵活性改造工程中烟气脱硝系统的改造，比较分析了多种技术方案，为实际项目执行提供依据参考。

关键词：灵活性；烟气脱硝

引言

火电机组灵活性改造会造成低负荷下污染物的排放超标的问题，尤其是氮氧化物的超标排放。目前，宽负荷脱硝的改造手段较多，下面就各改造方案的改造路线进行详细介绍分析。

1 减少省煤器换热面积方案

SCR装置上游布置有多级对流及辐射受热面，包括省煤器、低温过热器等等。从烟气换热的具体过程来考虑，应减少烟气通过这些受热面时的换热量，以提高进入SCR装置的烟气温度。一般有三个途径：一是减少受热面的换热面积；二是通过改变受热面的物理特性来削弱换热量；三是减少参与换热的工质流量。本方案考虑割除部分省煤器受热面，减少受热面吸热，提高烟温。优点：操作直接，直接施工，该方案工程投资低。缺点：实施空间较小、难度较大，工程比较复杂。

2 省煤器分段布置方案

省煤器分段布置的初步设想是将原省煤器的下部管组拆除，保留上部管组并通过连接管与原省煤器进口集箱连接；在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。一般在SCR出口若新增H型鳍片省煤器。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管引至位于SCR反应器前面的省煤器。

由于大部分工程是在已有脱硝系统上进行改造，原脱硝出口烟道与空预器距离近、尺寸较小、烟气流速高，对省煤器管子磨损强。采用此方案需要对脱硝反应器下部钢架、烟道及基础进行加固。优点：对锅炉运行基本无影响；不降低锅炉效率，投资巨大。缺点：一次汽阻力略有增加，改造周期比较长，投资大；受到改造空间、钢架强度、基础条件限制。

3 省煤器水旁路方案

3.1 常规水旁路方案

本方案自主给水管路上引出旁路管道，将此旁路管道接入省煤器出口连接管道，并配有相应的控制阀、关断阀等设备来控制省煤器旁路流量，降低通过省煤器换热面内的水流量。

当采用省煤器水旁路时，省煤器出口工质温度可能已经达到或超过工质饱和温度，省煤器中的工质将出现沸腾现象，造成传热恶化、阻力增加等问题。优点：改造所需空间小，现场施工量小；改造工期短，投资低；当锅炉在高负荷下SCR入口烟温满足要求时，可关闭此旁路维持锅炉的整体效率不变。缺点：提温范围有限，一般不超过20℃；低负荷下锅炉效率有所降低。

3.2 省煤器热水再循环方案

该方案从调节省煤器入口工质温度的角度出发，省煤器热水再循环管路从锅炉分离器储水罐出口上某点引出，再将分离器出口管道上的热水通过新增的热水循环泵引至省煤器入口给水管路，以提高进入省煤器的给水温度，减小省煤器水侧与烟气侧的换热端差，最终提高了省煤器出口的烟温。

本方案安全可靠性高，且有较宽的调温空间，通过不同的循环水量可动态调节烟温，改造费用较低。优点：改造所需空间小，现场施工量较小；改造工期短，投资费用低；系统简单，可动态调节SCR入口烟温；当锅炉在高负荷下SCR入口烟温满足要求时，可关闭此系统，维持锅炉的整体效率不变。缺点：在低负荷下锅炉效率有所降低，没有挖掘出水侧改造最大的升 温能力。

3.3 省煤器（复合）热水再循环方案

该方案包含省煤器简单水旁路系统和强制再循环系统。简单水旁路自主给水管路上引出旁路管道，将此旁路管道接入省煤器出口连接管，并配有相应的控制阀等相关设备来控制省煤器旁路流量。新增水旁路管道接口位置，锅炉湿态运行时省煤器热水再将循环管路从锅炉分离器储水罐出口上某点引出，再将分离器出口管道上的热水通过已有的启动循环泵引至省煤器入口给水管路，以提高省煤器出口烟温；锅炉干态运行如果烟气侧依然欠温较大时可从省煤器出口引出一路再循环管道接至循环泵的入口与新增的旁路管道形成复合热水再循环。热水再循环流量根据省煤器出口烟温进行控制。负荷相对高时可只采用简单水旁路系统，控制系统简单；负荷过低机组处于湿态运行时，两个子系统需结合使用，才能满足烟温要求。

优点：改造所需空间小，现场施工量较小；改造工期短，投资费用不高；系统简单，可动态调节SCR入口烟温；当锅炉在高负荷下SCR入口烟温满足要求时，可关闭此系统，维持锅炉的整体效率不变；可以利用原有的启动炉水泵。具备热水再循环方案优点的同时，有实现全负荷脱硝的潜力。缺点：在低负荷下锅炉效率有所降低。

4 烟气旁路方案

4.1 高温烟气旁路

低负荷状态下，将后竖井后烟道低过转向室高温烟气通过旁路烟道引入脱硝装置前，与从低再及省煤器出口混合的低温烟气混合，旁路烟气比例（15%～30%），以提高进入脱硝装置的烟气温度，使其温度高于300℃，从而实现低负荷的脱硝要求。

高温烟气旁路的烟温提升幅度大（在 40℃～70℃左右），系统相对简单，改造范围小，投资中等，工期短，但由于旁路烟气热量没有被利用，会使得锅炉效率略有下降。可以满足低负荷下脱硝投运的要求。但对锅炉尾部布置空间有较高要求，需要仔细核算和布置，烟气挡板门处易积灰，造成档板门操作困难，低负荷旁路烟气量大，旁路烟气量控制困难等缺点。

4.2 低温烟气旁路

在低负荷状态下，将后竖井后烟道省煤器入口烟气通过旁路烟道引入脱硝装置前，与从低再及省煤器出口混合的低温烟气混合，旁路烟气比例（15%～30%），以提高进入脱硝装置的烟气温度，使其温度高于300℃，从而实现低负荷范围内的脱硝要求。

低温烟气旁路的烟温提升幅度也较大（在20℃～50℃左右），系统相对简单，改造范围小，投资小，工期短，但也会使得锅炉效率略有下降。基本可保证40%THA负荷以上脱硝投入。但对锅炉尾部布置空间有较高要求，需要仔细核算和布置。优点：调节灵活，调节范围大，对锅炉运行无大的影响。缺点：占用空间大、布置有一定难度。

5 烟气同步加热方案

采用的介质是天然气，天然气是易燃易爆气体，在常温常压下，天然气的爆炸极限为5％～15％。天然气与空气的混合物在封闭系统内遇明火发生剧烈爆炸，具有很大破坏力的。

采用天然气对烟气进行加热方案对电厂运行的安全性的影响显得尤为重要，整套流程必须严格执行各项安全操作规程，其中涉及天然气联锁、天然气系统投运前的检查、燃气燃烧器的运行调整等等，目前该方案尚无运行业绩，因此一般不推荐该方案。

6 新型高效的高-低温SCR脱硝催化剂方案

按照国家规定，在SCR装置退出运行时段不允许享受相应的环保电价补贴。脱硝设施达标运行的上网电量补贴为0.01元/kWh，一般按单台机组按每月1次起停，每年共计12次，按照50%THA工况脱硝烟气温度达到309℃可以投运脱硝系统估算，则年环保电价损失值=未达标电量×脱硝设施达标运行的上网电量补贴×机组并网不达标时间=330×103kWh/年×0.01 元/kWh×3×12=11.88×104元/年。

如果应用高-低温SCR脱硝催化剂，能满足全负荷、全过程脱硝的要求，每年单炉仅可避免11.88×104元/年的环保电价补贴损失。由于高-低温SCR催化剂价格昂贵，目前国内应用业绩在宝钢湛江电厂台350MW机组上有应用，一般暂不推荐本方案，待高-低温SCR催化剂市场价格适中后再进行详细论述分析。

7 结语

对于灵活性改造工程，脱销系统改造方案需对常规方案进行对比，结合项目本身情况选择适意的方案。

参考文献：

1.陈秀芳,阎寒冰.低温烟气脱硝技术在火电机组[J].应用化工,2019,12：3027-3031。