干货 | 西柏坡电厂宽负荷脱硝改造技术方案论证

　　电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，介绍了现有宽负荷脱硝技术，论述了各自的原理及优缺点，给出了宽负荷脱硝该造技术方案选取建议并介绍了我公司的改造方案。

　　关键词：电站锅炉、超低排放，宽负荷脱硝，省煤器分级，增容改造

　　目前，应用较为广泛的烟气脱硝技术为选择性催化还原法(SCR)。为满足SCR催化剂的温度窗口，在SCR反应器的设计过程中一般要求入口烟气温度为320℃的设计过程中。实际运行过程中，由于锅炉负荷受电网控制，无法长期高负荷运行，部分锅炉运在50%负荷以下时，SCR入口烟温低于320℃，使得SCR无法正常运行，造成NOx排放浓度超低、催化剂失活、氨逃逸增加等。因此，有必要采用宽负荷脱硝技术来满足NOx排放要求，实现最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求。

　　河北西柏坡第二发电有限责任公司为了落实国家及地方政策对火电企业更高的节能和环保要求，计划对#5、#6机组进行增容提效改造，同时为了适应国家环保政策的要求，满足燃煤锅炉宽负荷氮氧化物达标排放的要求，对锅炉进行了宽负荷脱硝改造，通过对目前国内应用的宽负荷脱硝技术进行全方面对比论证，结合实际运行情况和空间结构，选取了适合本项目的具体改造方案。最后结合增容改造方案提出了本项目改造的范围。

　　河北西柏坡第二发电有限责任公司积极执行国家相关政策，为了降低电厂的供电煤耗，达到国家规定的节能和减排相关指标，已经确定了汽机的增容提效改造方案：机组由600MW增容至640MW，同时进行汽轮机通流改造。为了确保#5、#6机组达到国家的相关指标并配合汽机的通流改造，锅炉必须相应进行640MW的增容改造。

　　锅炉设备概况

　　河北西柏坡第二发电有限责任公司#5、#6锅炉为北京巴威公司按美国B&W公司SWUP系列锅炉技术标准，结合本工程燃用的设计、校核煤质特性和自然条件，进行性能结构优化设计的超临界参数SWUP锅炉。

　　锅炉为超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的π型锅炉，锅炉配有带循环泵的内置式启动系统。

　　锅炉设计煤种为神华烟煤，校核煤种为晋北烟煤。

　　锅炉采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，前后墙对冲燃烧方式，配置B&W公司的DRB-4Z低NOx双调风旋流燃烧器及OFA喷口。

　　尾部设置分烟道，采用烟气分流挡板调节再热器出口汽温。

　　尾部竖井下设置两台三分仓回转式空气预热器。

　　河北西柏坡第二发电有限责任公司#5、#6锅炉通过增容改造可以完全满足增容到640MW的需求，同时通过调整尾部受热面的改造方案，能够有效降低空预器入口烟温和排烟温度，提高锅炉效率；但是导致低负荷SCR入口烟温偏低，不能满足30%THA工况以下投运脱硝的运行要求。

　　河北西柏坡第二发电有限责任公司综合考虑机组增容改造和宽负荷脱硝环保政策，要求锅炉增容改造方案既能降低空预器入口烟温及排烟温度、提高炉效，还能满足宽负荷脱硝的运行要求。因此，此次宽负荷脱硝改造的方案必须兼顾两方面的技术要求。

　　目前，宽负荷脱硝改造有多种技术路线，如烟气旁路系统、省煤器水侧旁路系统、省煤器出口水再循环系统、采用0号高加系统和省煤器分级布置等技术，下述内容将详细介绍各技术路线的改造方案。

2.2.1 烟气旁路系统

　　本技术的基本原理是：在省煤器进口位置的烟道处开孔，抽取部分高温烟气至SCR接口处（提高混合效果，可以在尾部后烟道低温过热器管屏中、下层之间抽高温烟气），同时设置烟气挡板，增加部分钢结构和支吊架。在低负荷时，通过抽取较高温烟气与省煤器出口过来的烟气混合，使低负荷时SCR入口处烟气温度达到最低喷氨温度要求。旁路烟道上需要加装膨胀节、电动关断挡板、调节挡板进行调节烟气流量及温度调节。

　　优点：投资成本相对较低，通过调节挡板调节烟气流量可使催化剂工作于最佳反应温度范围。

　　缺点：对烟气挡板的可靠性要求较高，如果烟气挡板的密封性能变差，或烟气挡板开启后无法关闭，在高负荷工况下有部分高温烟气从旁路烟道泄露，直接进入SCR装置，这时烟气温度将会出现高于催化剂最高允许温度的风险，可能会对催化剂带来致命的破坏；如果长期不在低负荷运行，也就是挡板门处于常闭状态，可能会导致积灰、卡涩打不开，也可能在长打开的时候，关闭时不能可靠关闭。此外，电厂实际运行还发现，该系统烟温混合均匀性较差，可能出现烟温平均值合适，但是个别位置很高，个别位置很低的情况，对脱硝催化剂寿命产生较大影响，不推荐此方案。

　2.2.2 省煤器水侧旁路系统

　　在省煤器进口集箱前设置调节阀和连接管道，将部分给水旁路，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。

　　此方案可调节的范围较小，在脱硝入口烟温提高要求不是很多时基本可行，省煤器后烟气温度可达到最低喷氨温度的要求，但在脱硝入口烟温提高额度要求较多时，需要旁路的给水量太大，在省煤器中介质可能会产生沸腾汽化现象，汽化率较高或者水侧旁路引入位置不合理时将直接影响锅炉水循环，威胁到机组的安全性。旁路量不太大时也有可能发生汽水两相混合不均情况。因此，目前利用省煤器水旁路来提高SCR装置入口烟气温度，烟气温度提升幅度较小，并且具有一定的安全隐患，不推荐采用水侧旁路方案。

　2.2.3 省煤器出口水再循环系统

　　该种方式可以通过抽水流量的大小进行温度调节，烟气温度调节灵活，不需要对受热面做较大改动。通过再循环省煤器部分工质方式，提高和控制省煤器进口水温，减小省煤器传热温差，从而在低负荷实现省煤器出口烟温的提高。需要增加一套再循环泵、阀门系统，初期投资大，成本高，循环泵在实际运行过程中维护工作量大；并且再循环泵采购周期长，泵、阀门以及旁路的采购安装复杂，影响项目改造进度。

2.2.4 采用0号高加系统

　　回热抽汽补充给水加热技术是指从汽轮机高压缸上选择一个合适的抽汽点，将该抽汽引入一个抽汽可调式的给水加热器（称之为0号高加），在机组低负荷时投运该路抽汽，来提高给水温度，以提高省煤器出口烟气温度，保证低负荷时SCR催化剂能够安全稳定连续运行，实现宽负荷脱硝的功能。

　　该给水加热器入口设置了调节门，低负荷时可以控制该加热器入口压力基本不变，从而能维持给水温度基本不变。

　　外高桥电厂的方式和经验如图1所示。

　　图1 回热抽汽补充加热锅炉给水流程图和原理图

　　结合西门子1000MW机组的补汽技术，回热系统改造增加的抽汽汽源可来自于汽轮机补汽阀后的管路，通过原补汽管路将高压缸第五级后蒸汽通过减温、减压装置后返供至一高加，其中抽汽压力靠调门来控制。

　　回热抽汽补充给水加热方案的主要优点：

　　1）能提高给水温度约40℃，提高锅炉排烟温度20℃，可以保证脱硝系统在450MW 以上全程安全投运。

　　2）使环保和节能达到统一。在保证脱硝装置安全投运的前提下，低负荷汽轮机抽汽量的增加，提高了热力系统的循环效率。根据SIEMENS 计算，50%负荷工况下，可降低汽轮机热耗57kJ/kw，相当于降低煤耗2.18 克/千瓦时；另外结合低温省煤器，可以将排烟温度升高带走的热量进行回收，避免排烟损失增加。

　　3）提高了锅炉水动力安全性。省煤器入口水温的提高，使省煤器出口即水冷壁入口水温亦相应提高，减少了水冷壁入口欠焓，显著提高了低负荷工况下的水动力特性，大大提高了水冷壁的运行安全性。

　　该种方式对于1000MW带补汽阀的机组改造较为方便，其它没有带补汽阀的机组需要合理选择抽汽点。

2.2.5  SCR前后省煤器管组分级布置

　　本技术的基本原理是：在进行热力计算的基础上，将锅炉尾部烟道布置的省煤器一分为二，第一部分仍然布置于锅炉尾部烟道，第二部分布置在SCR反应器后，SCR反应器下部的省煤器可以称之为一级省煤器，锅炉尾部烟道布置的省煤器称之为二级省煤器。

　　省煤器给水直接引至位于SCR反应器后面的一级省煤器，从一级省煤器出来的热水通过连接管道引至位于二级省煤器。同时增加新的支吊架，连接管道根据锅炉左右侧现场情况布置，同时更改现有的反应器后烟道，并对烟道进行加固。同时对脱硝钢架、基础荷载进行校核。新增吹灰设备及附属结构、仪器仪表等，以及对引起的平台、扶梯、前后进出风门的进行相应的改动。具体为改造方案如下图所示：

　　图2 SCR前后省煤器管组分级布置图

　　按照分级省煤器改造后，排烟温度显著降低，锅炉效率显著升高，经济性提升。同时，在低负荷时可以满足SCR装置的投运要求。

　　但是此改造方案有如下缺点：

　　1）荷载方面：由于SCR前后分级省煤器布置方案涉及到锅炉原钢结构、脱硝钢结构、低低温省煤器等多个系统荷载方面的配合和计算，工作量大，而且很难精确量化，目前没有得到低温省煤器的布置图及低温省煤器厂家的基础负荷图，难以对基础做出加固方案；即使下一阶段有详细图纸，根据初步估算需要对SCR钢结构基础和低低温省煤器等对应钢结构基础进行大范围加固，改动量巨大，本次可研阶段无法估算该成本。

　　2）调节性：SCR前后分级省煤器涉及到满负荷到低负荷范围内的烟温匹配，只要采用了该种方式，实际运行中没有调节性，而锅炉由于运行时间导致的受热面沾污、煤种变化等都会引起脱硝入口烟温的变化，而不具备调节性的系统很难适应这些情况的变化。针对该项目而言，存在由于分级省煤器匹配不合理或者未来煤种变化较大导致的满负荷烟温太高或者低负荷烟温太低的风险，而这样的改造是不可逆的。

　　3）烟道改动大：由于一部分省煤器布置在SCR后，需要对原SCR反应器后烟道进行大量改动，需要空间大。并且根据现场勘测，#5,6锅炉SCR后烟道空间有限。需要改动钢结构部分工作量大，成本高。

　　4）SCR后烟道流场分布不均匀：由于本项目SCR后空间有限，增加SCR后省煤器之后，锅炉烟道非常紧凑，进入空预器的烟道流场较差，空预器入口烟气速度偏差较大。

　　5）积灰：由于本项目SCR后空间有限，烟道布置紧凑，基本成水平布置，而且由于该处空间有限，不利于布置吹灰器，很容易导致烟道大量积灰。

　　基于上述缺点，不推荐此方案。

　2.2.6 尾部烟道下组省煤器受热面分级布置

　　此改造方案为将原有锅炉后烟道下面一组光管省煤器更换为一组H型省煤器，有效降低SCR入口和空预器入口烟温，提高锅炉效率。在宽负荷脱硝改造中，我公司针对西柏坡#5、#6锅炉实际情况，从锅炉性能、尾部受热面布置以及烟道空间等方面进行深入考虑，采用了将新更换的H型鳍片省煤器按照不同管屏受热面分级布置，方案流程图如下图所示。

　　具体改造内容为：

　　（1）将锅炉原设计中省煤器进口集箱由1 个改成2 个。改造后两个集箱各控制一定比例的省煤器管组（下）的管屏数，两集箱控制的屏数比例不一样，在低负荷烟温无法满足要求时，屏蔽一部分管屏；

　　（2）在后烟道上、下两组省煤器中间加装1 个省煤器混合集箱，下组省煤器出口工质经混合集箱混合后进入上组省煤器管组。

　　（3）省煤器进口给水管道进行相应的改造，由原设计1 路给水管路分流成2路给水管路，同时通过相应阀门的操作达到控制不同管屏水量的目的。

　　具体的控制方式如下：

　　（1）锅炉启动过程控制说明

　　锅炉的启动分为冷态启动、温态启动、热态启动和极热态启动，以冷态启动为例进行说明。锅炉冷态启动的基本程序为：启动前的各项检查和准备工作→锅炉上水、冷态清洗、建立炉水循环→炉膛吹扫→点火→度过汽水膨胀期→升温、升压、暖管→汽轮机冲转→并网带初负荷→升负荷→分离器湿态转干态、锅炉进入直流运行→增加负荷至满负荷。

　　判断本改造系统是否投运可以按照负荷监测和烟温监测两种方式，负荷监测由于受到煤质、蒸汽参数、燃烧系统状态等多种因素的影响，没有非常明确的时间点， 推荐采用烟温监测方式。就是通过监测现有测点测量的SCR入口烟温，来判断是否投运该系统。

　　启动和操作流程为：

　　锅炉冷态启动上水前，需要打开（8）闸阀，关闭（9）（10）电动调节阀及对应的电动截止阀，锅炉按照正常的冷态启动流程启动，启动过程进行到升负荷阶段，需严格监测SCR入口烟温水平，当SCR入口烟温达到260℃时，可以考虑投入本系统；

　　即可以屏蔽（2）新增省煤器进口集箱对应的一部分省煤器管组（下），关闭（8）闸阀和（9）（10）电动调节阀及对应的电动截止阀，使给水依次通过（1）原省煤器进口集箱及对应的一部分省煤器管组（下）管屏、（4）省煤器中间混合集箱、（5）省煤器管组（上）和（6）省煤器悬吊管，最后进入（7）省煤器出口集箱。

　　方案设计原理：

　　当（2）新增省煤器进口集箱对应的一部分省煤器管组（下）管屏被屏蔽后，这部分管屏形成沸腾式省煤器管组，其出口为沸腾的汽水混合物，其中部分受热多的管子产生的蒸汽上升，受热较少的管子中仍然是水，（2）新增省煤器进口集箱和（4）省煤器中间混合集箱以及中间连接的几百根管子在高度方向由于密度差的原因形成了有效的自然循环，上升后的蒸汽在（4）省煤器中间混合集箱中完成与过冷给水的混合。由于被屏蔽的省煤器中充满了湿饱和状态的工质，温度很高，使得其换热端差很小，大幅度降低了换热量，使得省煤器出口烟温显著提高。

　　投入该系统后，烟温可以有效提高，很快达到295℃的SCR允许投入烟温，此时，可以正常投入SCR装置，随着升负荷过程的进行，烟温不断提高，当烟温达到320℃左右时，可以考虑解列本系统。

　　（2）锅炉降负荷过程（深度调峰时）控制说明

　　在高负荷工况下（高于40%额定出力工况），脱硝入口烟温能够达到脱硝要求时，阀门状态为（8）闸阀打开，（9）、（10）电动调节阀及对应的电动截至阀关闭，给水按照原设计常规流程同时通过（1）原省煤器进口集箱和（2）新增省煤器进口集箱后进入（3）省煤器管组（下），然后依次通过（4）省煤器中间混合集箱、（5）省煤器管组（上）、（6）省煤器悬吊管，最后进入（7）省煤器出口

　　综合以上方案，我公司采用了尾部烟道下组省煤器受热面分级布置方案，采用该改造方案，具有如下优点：

　　（1）该技术采用的是B&W的专利技术产品，专利号为：US7,578,265专利申请日期为：Aug.25,2009；美巴已经在6台机组上运用了该技术。因此该技术成熟；同时，在中国也申请了专利，专利号CN101074771 (2012年授予发明专利)。

　　（2）既能提高锅炉效率又能满足宽负荷脱硝运行温度的要求。使用尾部烟道省煤器受热面的分级布置方案，在改造设计煤种下，THA工况SCR入口烟温达到364℃，按照现在的空预器换热效率，无漏风排烟温度达到135℃，锅炉计算效率达到93.03%，比锅炉增容后不进行宽负荷脱硝改造提高了0.52%。并且在30%THA下SCR入口烟温达到302℃（不屏蔽部分管组，在30%THA工况下SCR入口烟温将达到283℃），满足锅炉宽负荷脱硝运行的温度要求。

　　（3）锅炉能够安全稳定运行。

　　a）在锅炉实际运行中，新增省煤器进口集箱对应的一部分省煤器管组（下）管屏被屏蔽后，这部分管屏形成沸腾式省煤器管组，其出口为沸腾的汽水混合物，其中部分受热多的管子产生的蒸汽上升，受热较少的管子中仍然是水，新增省煤器进口集箱和省煤器中间混合集箱以及中间连接的几百根管子在高度方向由于密度差的原因形成了有效的自然循环，上升后的蒸汽在省煤器中间混合集箱中完成与过冷给水的混合，不会对锅炉水循环安全性产生影响。因此，锅炉能够安全稳定运行。

　　b）另外，本项目省煤器管组材质采用SA-210C，SA-210C的最高许用温度为510℃，此温度能满足被屏蔽的管组在极端工况下（干烧情况）安全稳定运行的要求。并且省煤器弯管本身具有一定的柔性。对管组里的部分汽水产生振动具有较强的自补偿能力。

　　（4）本改造方案对系统的阻力未造成影响，而且系统简单，不会对积灰及低温腐蚀等造成影响。通过调节给水量实现烟温的调节，实现宽负荷脱硝的功能。

　　作者简介

　　魏爱勇，男，高级工程师，河北西柏坡发电有限责任公司生技部锅炉专业。

　　本文来自于“2017年电力行业节能环保创新论坛”论文集，有删减。