宽负荷脱硝技术的应用探讨

摘要：宽负荷脱硝技术有效地控制了机组烟气排放温度，通过调节进入省煤器的给水流量，来控制排放烟气的温度，使进入到脱硝反应器的烟气温度达到有效反应温度。实践证明宽负荷脱硝技术的应用，在损失一些机组能耗的前提下，保持了原有的机组设计，确保机组氮氧化物的排放指标。文章对宽负荷脱硝技术的应用进行了探讨。

关键词：宽负荷脱硝技术；烟气排放；省煤器；给水流量；脱硝反应器 文献标识码：A

中图分类号：X773 文章编号：1009-2374（2017）04-0050-03 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2017.04.026

1 概述

漕泾电厂#1、#2锅炉为上海锅炉厂有限公司设计制造的1000MW超超临界、一次再热、平衡通风、直流塔式锅炉。根据目前的运行情况，在45%负荷下省煤器出口烟温309℃～315℃，低于320℃，不能满足脱硝装置的长期运行要求。因此，希望通过设备和系统改造来提高进入脱硝装置的烟气温度，以保证脱硝装置的安全可靠运行，实现450MW负荷以上机组运行时脱硝。

2 氨气脱硝系统简介

漕泾电厂脱硝工艺采用选择性催化还原法，脱硝系统（塔式炉）按塔式炉分部在尾部烟道与空预器入口之前的形式设计。烟道的截面积尺寸和反应器截面按100%锅炉BMCR工况设计。每台锅炉配置氨稀释系统、氨喷射系统各一套，保证氨气和烟气混合均匀反应后氨逃逸率在3%以内。

从氨站的液氨气化后，与稀释风机送出的空气在混合器中均匀混合后，变成含氨浓度小于5%的氨气混合气体，再通过可以进行流量调节的24套分路喷射系统，按照网格化的布置均匀地喷入入口烟道的SCR反应器。24套分路喷射系统设置有手动、自动流量调节阀，能根据不同工况的烟气温度、不同的烟气浓度形成区域进行微调节，就地还配有流量计，保证NH3/NOX沿烟道截面均匀的喷射，进行充分地反应。

本装置脱硝系统采用分散控制系统（SCR-DCS）和PLC（氨区）进行监测和控制。脱硝工艺系统按采用与机组DCS一体化配置的远程I/O，并由机组DCS操作员站实现对SCR的监控。运行人员直接通过机组控制室中单元机组DCS操作员站完成对脱硝系统与机组有关部分的参数和设备的监控，可以实现自动对脱硝系统上的工艺参数的监测、实时的动态控制以及具有超限的报警功能。当系统参数，例如烟气温度超上、下限，氨逃逸率超上限以及控制的出口NOX浓度超限等，可以通过预先设定的逻辑保护、联锁或自动调节，使系统能在安全工况下投入或退出。

3 省煤器给水旁路工艺改造

3.1 加装省煤器加热系统的理由

无硫烟气情况下，NOX催化剂的正常运行温度是在320℃～450℃之间。在低温条件下，催化剂的活化性能也随之降低，但烟气温度较低，一般发生在锅炉负荷比较低的情况下，尾部烟道的排烟温度如果低于300℃，此时降低了催化剂的活性，从而降低了脱硝效率，长期处于低温工况下运行的催化剂，在其表面会生成硫酸氢铵，从而降低催化剂的效率。如果烟气温度过高，超过450℃，就会发生烧结现象，也将降低催化剂的寿命。

由于烟气中含有硫的成分，反应后主要生成三氧化硫，而三氧化硫和氨夥从会生成硫酸氢铵，硫酸氢铵覆盖在催化剂表面后，引起催化剂的活性降低，同时硫酸氢铵也容易粘结在空预器的换热片上，造成预热器堵塞，因此脱硝系统运行时入口处的烟气温度应高于硫酸氢铵的露点温度10℃以上。硫酸氢铵的露点温度是由氨气和三氧化硫的浓度以及烟气中含有的水分决定的，同时也受入口处的NOX的浓度及期望的脱硝效率的影响。抑制硫酸氢铵生成的烟气温度宜控制在216℃～320℃之间。入口烟气温度过高，容易引起催化剂的烧结现象，烟气温度大于450℃时，将会导致催化剂的损毁。因此在脱硝系统运行中，应更加注意的是烟气温度低的问题。

机组在启动阶段或冬天低负荷（低于450MW）的情况下，省煤器出口的烟气温度往往低于320℃，而不能满足设计要求。为了避免该情况下，由于不能投入喷氨系统而导致的NOX超标，所以对省煤器的进口流量进行改造，希望通过减少省煤器的给水流量来提高省煤器出口的烟气温度。一定意义上，降低锅炉的效率，来达到脱硝进口烟气的温度，从而在保证设备安全的基础上控制环保数据的达标排放。

3.2 省煤器加热系统简介

省煤器是利用锅炉尾部烟气的热量来加热给水的一种换热器。由于最初的使用目的是降低锅炉排烟温度，节约燃料，故称省煤器。在现代大型高参数、高容量电站锅炉中，由于采用回热循环，给水温度由汽轮机抽汽加热，给水温度高，并用空气预热器来降低排烟温度。这样应用省煤器的目的则是以其较高的温差和传热系数，来减少蒸发受热面，用廉价的小管径、薄壁的省煤器受热面来代替较昂贵的部分蒸发受热面，所以省煤器仍然是锅炉本体的主要受热面之一。省煤器在锅炉中的作用：（1）吸收低温烟气的热量降低排烟温度，提高锅炉效率，节省燃料；（2）由于给水在进入蒸发受热面之前，先在省煤器内加热，这样就减少了水在蒸发受热面内的吸热量，因此采用省煤器可以替代部分蒸发受热面，也就是以管径较小，管壁较薄、传热温差较大、价格较低的省煤器替代部分造价较高的蒸发受热面；（3）提高了进入水冷壁的给水温度，减小水冷壁的温度梯度，从而减小水冷壁的热应力。

3.3 省煤器加热系统改进工艺

采用加装省煤器给水旁路的改造方案，即在省煤器进出水母管增加旁路，减少省煤器的水量，省煤器的出口水温提高降低了省煤器的换热温差，减少对流换热量，提高省煤器出口烟气温度，从而保证脱硝反应器进口的温度达到320℃以上。改造方案参见示意图1：

4 省煤器水侧旁路调节的控制简介

4.1 省煤器水侧旁路调节的控制

通过调节旁路调节阀的开度来改变旁路给水流量，从而改变流经省煤器的给水流量，调节省煤器出口烟气温度，具体控制框图见示意图2。采用串级控制策略，结合烟温/省煤器给水端差、省煤器出口过冷度保护等控制特点，初步确定了控制方案，根据实际情况再进行优化调整。另外，当省煤器出口水温过高时闭锁该调门开大。当发生锅炉MFT时，保护关闭该调节阀。

4.2 省煤器水侧旁路隔绝阀的控制

当烟气温度降低时，由运行人员手动开出该隔绝阀，也可根据省煤器出口烟温的变化自动开启或关闭该隔绝阀。

另外，当发生锅炉MFT跳闸时，发信号保护关闭该隔绝阀。

4.3 原有给水进口门和旁路调门的控制

为了有效判断省煤器旁路的给水分流效果，在未关闭给水进口门并保持原有的给水旁路调门全开状态下，给水旁路调门通流能力完全能满足40%～45%（甚至50%）负荷的给水通流需求。

当部分给水通过省煤器水侧旁路进入锅炉后，会降低省煤器总的出口水温，而在目前的给水控制回路中存在“o水温度修正”的功能。投用和退出水侧旁路时，自动对给水的温度进行适当的燃料修正。

5 宽负荷脱硝实际应用

5.1 冷态带流量试验

为了有效实现省煤器旁路的给水分流效果，手动开启给水旁路隔绝阀，手动开出给水旁路调温阀，从全关位置逐渐开大，开度分别在10%、20%、30%、40%、50%、60%做停留，逐渐调整给水旁路流量分别至相应的设计值。待省煤器给水流量和旁路流量稳定后，记录给水主路的流量、压力、温度和给水泵电流等测量值的变化及系统水温和给水旁路的流量。根据数据进行冷态系统阻力分析，得出冷态工况下投旁路时的流量特性。给水流量分别调整到1000t/h和1200t/h，重复上述的步骤，做好相应的数据记录，进行分析。

5.2 热态给水旁路流量试验

该项试验在锅炉干态方式下进行，原则上不在湿态下投用宽负荷脱硝系统。试验具体步骤如下：（1）开启给水旁路隔绝阀；（2）给水旁路调温阀，从全关位置逐渐开大，手动调节给水旁路的流量逐步到设计参数。关注目前的给水控制回路，得出在干态时宽负荷脱硝系统对机组给水系统的扰动情况。记录各流量点稳定后的给水旁路调温阀的开度、分离器压力、温度、给水泵转速、省煤器出口水温、给水压力，系统水温、给水旁路的流量和给水流量。根据数据结合冷态试验进行管路阻力分析以及给水旁路调温阀的开度流量特性分析；（3）系统的切除试验。机组稳定运行，各项参数正常，手动切除宽负荷脱硝系统，观察分离器参数、省煤器出口水温、给水流量、给水压力和给水泵转速等参数的变化。

5.3 低负荷投运试验

在机组低负荷区域，投用宽负荷脱硝系统，观察分析宽负荷脱硝系统的烟温提升能力，最低负荷点暂定为450MW。重点观察和分析宽负荷脱硝系统的烟气升温能力，监测并记录相关参数。

450MW工况：试验前机组负荷800MW，21点30分开始降负荷目标450MW。23点35分机组负荷稳定在450MW，三磨运行，其中E、F磨掺烧平塑煤，D磨掺烧低热值印尼煤。热态调整试验正式开始后，运行人员先手动开启宽负荷脱硝旁路隔离电动阀，再手动将宽负荷脱硝调温阀从全关位逐渐开大至100%，给水系统总流量约为1240t/h，宽负荷脱硝系统给水流量约500t/h。次日0点31分省煤器出口给水温度提升了19.2℃（初始值为291.8℃，最终为311.0℃），SCR入口烟温提高了约8.8℃（初始值为314.3℃，最终为323.1℃）。

6 结语

采用宽负荷脱硝改造，确保脱硝反应器入口温度满足最低限烟气温度的要求。具有投资少、易于实现环保控制功能的要求，一般而言，如果环境温度过低会影响脱硝反应器入口温度，根据目前的机组负荷情况，在低温天气下机组的负荷一般不会太低，如果在低负荷下运行，会影响提高烟气温度的效果。

参考文献

[1] 祝建飞.漕泾电厂全负荷脱硝改造工程省煤器水侧旁路控制方案[S].上海明华电力技术工程有限公司，2015.

作者简介：杨洁峰（1977-），男，上海人，上海上电漕泾发电有限公司工程师，研究方向：热控设备检修技术；任佩雯（1981-），女，江苏江阴人，上海上电漕泾发电有限公司助理工程师，研究方向：热控设备检修技术。