600MW燃煤機(jī)組低負(fù)荷脫硝改造實(shí)施方案

齊 玄 劉建彬

（1河南省電力勘測設(shè)計院河南鄭州450000 2鶴壁鶴淇發(fā)電有限責(zé)任公司河南鶴壁458000）

600MW燃煤機(jī)組低負(fù)荷脫硝改造實(shí)施方案

齊 玄1劉建彬2

（1河南省電力勘測設(shè)計院河南鄭州450000 2鶴壁鶴淇發(fā)電有限責(zé)任公司河南鶴壁458000）

基于環(huán)保要求的提高，指出600MW燃煤機(jī)組全負(fù)荷脫硝技術(shù)改造實(shí)施的具體路線。

旁路煙道；脫硝裝置；省煤器

1 背景

隨著國家環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行越來越嚴(yán)格，國家環(huán)保部已經(jīng)提出，今后對機(jī)組低負(fù)荷階段，脫硝系統(tǒng)不能投入造成的氮氧化物排放超標(biāo)也要進(jìn)行處罰。當(dāng)脫硝裝置入口低于320℃時，考慮到對催化劑壽命的影響，脫硝系統(tǒng)會停止噴氨。

目前，由于機(jī)組負(fù)荷率比較低，脫硝系統(tǒng)自動退出運(yùn)行的現(xiàn)象比較頻繁，很多電廠脫硝退出的時間甚至?xí)嘤?00h。電廠因而受到國家環(huán)保部的通報及環(huán)保部門的處罰且享受不到脫硝電價。因此，低負(fù)荷脫硝投運(yùn)改造是很多電廠目前面臨的最主要的問題。

2 工程概況

該項(xiàng)目現(xiàn)為2×600MW級燃煤發(fā)電機(jī)組，鍋爐采用東方鍋爐（集團(tuán)）股份有限公司生產(chǎn)的DG-1900/25.4-II1型超臨界變壓直流爐，單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)Π型鍋爐，工程于2008年建成投運(yùn)。

2013年兩臺機(jī)組進(jìn)行了脫硝改造，采用SCR脫硝裝置，“2+1”層布置方式，脫硝效率為81%。脫硝裝置入口NOX含量按500mg/Nm3進(jìn)行設(shè)計，脫硝裝置出口NOX含量為95mg/Nm3。催化劑選用20孔，內(nèi)徑為6.72mm，壁厚為0.7mm，模塊尺寸為1906 ×966×1170的蜂窩式催化劑。

本項(xiàng)目脫硝系統(tǒng)最低運(yùn)行溫度為320℃，2014年度，脫硝系統(tǒng)退出約280h，不能滿足國家相關(guān)環(huán)保要求。

3 工程改造方案

3.1 提高脫硝入口煙溫的措施

為滿足鍋爐低負(fù)荷脫硝裝置的正常運(yùn)行要求，采取提高脫硝裝置入口煙溫的措施主要有：（1）設(shè)置省煤器煙氣旁路；（2）設(shè)置省煤器水旁路；（3）省煤器分級布置。通常主要采用的是設(shè)置省煤器煙氣旁路，可提高低負(fù)荷SCR入口煙溫在20℃~40℃左右。

（1）省煤器煙氣旁路特點(diǎn)：優(yōu)勢：調(diào)節(jié)靈活，調(diào)節(jié)范圍大，對鍋爐運(yùn)行無大的影響。不足：占用空間大、布置有一定難度。

（2）省煤器水旁路特點(diǎn)：優(yōu)勢：省煤器水管路尺寸小、便于布置，旁路水量采用調(diào)節(jié)閥控制方便可靠。不足：旁路水量大，調(diào)節(jié)范圍小，并受限于省煤器運(yùn)行的安全性。

（3）省煤器分級改造：優(yōu)勢：對鍋爐運(yùn)行無影響；不降低鍋爐效率。不足：改造投資比較大；受改造位置、鋼架強(qiáng)度、設(shè)備基礎(chǔ)條件限制。

根據(jù)熱力計算，鍋爐在低負(fù)荷運(yùn)行時，SCR入口煙溫為306℃，要達(dá)到SCR入口煙溫達(dá)到320℃，對機(jī)組增加省煤器旁路煙道，從低過出口引入431℃的高溫?zé)煔猓墒筍CR入口煙溫達(dá)到320℃，以達(dá)到脫硝運(yùn)行要求。

當(dāng)采用省煤器分級布置時，SCR出口煙道難以布置省煤器受熱面，且需對脫硝反應(yīng)器下部鋼架、煙道及基礎(chǔ)進(jìn)行加固，此方案改造難度大，工期長，投資大。本工程不推薦采用。

本項(xiàng)目推薦采用旁路煙道方案。

3.2 旁路煙道改造方案

一般而言，旁路煙道入口位置可選在以下幾個位置：（1）后包墻一、二級省煤器之間；（2）后包墻低過出口和省煤器進(jìn)口之間；（3）后包墻低過進(jìn)口處。

根據(jù)鍋爐整體布置和煙溫情況，本工程旁路煙道入口布置在后包墻低過出口和省煤器進(jìn)口之間。因SCR裝置入口煙道水平段布置有壓縮空氣管道，旁路煙道只能引入SCR入口煙道垂直段（具體位置還將根據(jù)SCR裝置入口煙道及管道附件布置而定）。

本工程旁路煙道煙氣設(shè)計流速≤15m/s，旁路煙道入口截面尺寸為8550mm×1200mm，煙道出口截面尺寸為13000mm× 1200mm。

根據(jù)鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行工況數(shù)據(jù)，省煤器上組進(jìn)口煙溫（低過側(cè)）431℃，省煤器下組出口煙溫（低過側(cè)）278℃，低再三級管組出口煙溫348℃，SCR進(jìn)口煙溫為305℃。

煙氣抽取位置經(jīng)過驗(yàn)證，可從低過出口后包墻處引出，煙道水平引出后，可從K5至K6柱之間引入SCR入口煙道，經(jīng)核實(shí)，旁路煙道不與原鍋爐鋼架、斜撐干涉，本改造煙道接出位置方案是可行的。

根據(jù)旁路煙道截面計算結(jié)果并結(jié)合現(xiàn)場安裝位置，省煤器旁路煙道進(jìn)口布置在后豎井后包墻一級過熱器和省煤器之間處，出口布置在SCR入口上升垂直煙道處在旁路煙道的入口水平段依次布置有膨脹節(jié)、人孔門和關(guān)閉調(diào)節(jié)擋板，在旁路煙道出口水平段也布置有膨脹節(jié)。

3.3 省煤器煙氣旁路方案的影響

在高負(fù)荷運(yùn)行時，省煤器旁路煙道關(guān)閉，旁路煙道調(diào)節(jié)擋板漏風(fēng)可控制在1.5%內(nèi)，相應(yīng)空預(yù)器出口煙溫升高約1℃，此時旁路煙道對鍋爐效率基本無影響。

根據(jù)對低負(fù)荷下的煙溫進(jìn)行計算，從低過出口和省煤器進(jìn)口之間引入旁路煙氣，須旁路低過側(cè)煙氣量的25%～30%左右，可使SCR入口煙溫達(dá)到320℃。

根據(jù)鍋爐運(yùn)行參數(shù)，改造后保證脫硝系統(tǒng)正常投運(yùn)的機(jī)組不投油最低穩(wěn)燃負(fù)荷為200MW至240MW，能保證改造后脫硝系統(tǒng)正常投運(yùn)，滿足SCR入口煙溫達(dá)到320℃的最低負(fù)荷。

3.4 改造工期及投資

建議工程改造在機(jī)組大修期間進(jìn)行，預(yù)計停機(jī)工期在30天左右。

改造投資估算靜態(tài)投資503萬元。其中建筑工程費(fèi)30萬，設(shè)備購置費(fèi)56萬元，安裝工程費(fèi)361萬元，其他費(fèi)用56萬元。

4 結(jié)語

通過對機(jī)組進(jìn)行脫硝低負(fù)荷投運(yùn)改造，使機(jī)組滿足國家環(huán)保的相關(guān)要求，可以取得良好的社會及經(jīng)濟(jì)效益。各個電廠應(yīng)結(jié)合機(jī)組的實(shí)際運(yùn)行情況，綜合考慮設(shè)備布置型式，選擇適合自己的技術(shù)方案，結(jié)合投資來確定最佳的技術(shù)經(jīng)濟(jì)方案。

另外，隨著技術(shù)的發(fā)展，耐低溫得脫硝催化劑即將大面積投入使用，未來機(jī)組全負(fù)荷脫硝將不再存在相應(yīng)的問題。