1 000 MW機組電廠寬負荷脫硝研究與應用

張南放

上海漕涇電廠發電有限公司

1 000 MW機組電廠寬負荷脫硝研究與應用

張南放

上海漕涇電廠發電有限公司

介紹了上海漕涇電廠1 000 MW超超臨界機組脫硝系統組成與配置；寬負荷脫硝項目改造前的運行狀態；當前脫硝系統存在的問題和不足并分析了原因，在此基礎上論述了寬負荷脫硝的必要性，各方案的可行性、安全性以及經濟性，經過對比分析選擇省煤器水側旁路作為最終改造實施方案。最后，給出了寬負荷脫硝改造后系統調試試驗結果，達到了預期目標，有效地避免了低負荷時段脫硝系統退出的發生，為政府號召的節能減排工作作出了貢獻，為其它同類型機組的供熱改造提供了借鑒經驗。

1 000 MW；寬負荷；脫硝

1 概述

上海漕涇電廠1號、2號爐是上海鍋爐廠有限公司設計制造配置1 000 MW機組的鍋爐，為超超臨界參數變壓直流爐、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構塔式鍋爐。為避免催化劑燒損和催化劑、空預器受亞硫酸氨的堵塞，脫硝裝置的投運對煙溫有一定的要求，通常要求其進口煙溫在320℃～420℃范圍內。而鍋爐設計為降低排煙溫度，提高熱效率，通常設置較多的省煤器受熱面積，盡可能降低省煤器的出口煙溫，尤其在低負荷和/或大氣溫度較低情況下，因省煤器出口煙溫低，不能滿足脫硝裝置的投運要求以致在低或較低負荷時不能投用脫硝裝置。

上海漕涇電廠兩臺鍋爐的SCR裝置安裝了雅潔隆和遠達的催化劑。雅潔隆規定最低的使用溫度320℃，要求低于規定溫度低負荷運行后將煙氣升溫到350℃運行5h。遠達要求的最低運行溫度320℃，規定的不超過12 h噴氨的煙氣溫度310℃，要求的恢復溫度341℃。總之可以長期運行的煙氣溫度應在320℃以上。

表1為中上海漕涇電廠SCR運行歷史數據，負荷為400 MW時省煤器的出口煙溫為315℃左右，環境溫度為3.8℃時最低煙氣溫度達到309℃。總體上當環境溫度低于20℃負荷且低于500 MW會發生低煙溫情況，不能滿足脫硝裝置的運行要求，綜合考慮在低負荷低氣溫時需要提升的煙氣溫度在15℃左右。

表1 SCR運行的歷史統計數據

2 改造方案論證

提高SCR入口煙氣的溫度有采取設置省煤器煙氣旁路、設置省煤器水側旁路，提高省煤器入口水溫，減少省煤器受熱面等方法，也有采取綜合的方案，方案的選擇取決于鍋爐的形式、提升溫度的高低及對運行經濟性的影響和改造的成本等因素。現將對于上海漕涇電廠鍋爐可能的方案簡要評述如下。

（1）方案一 設置省煤器再循環

本方法為在省煤器出口增加到鍋爐啟動循環泵的管路和閥門，利用省煤器出口較高溫度的水和給水混合以提高省煤器入口的水溫減小省煤器換熱的溫差，減少對流換熱量提高省煤器出口的煙溫。改造系統比較簡單，溫度可方便調節，系統可以在低負荷時運行對鍋爐效率的影響有限，但由于省煤器本身的溫升較小，入口溫度的提升量受到再循環流量的限制。

（2）方案二 設置0號高加

本方法為在給水回熱系統的1號高加前增加一個加熱器，這個加熱器一般不是全給水流量的，加熱蒸汽可以來自高壓缸第5級葉片后的補汽口。較高的抽汽壓力保證在低負荷時給水溫度可以提升到需要的溫度，給水溫度通過0號高加的旁路調節。改造系統比較復雜，高加造價較高，布置困難。高加不方便停用，省煤器出口煙氣溫度升高對鍋爐效率有一定影響，其在高氣溫/高負荷時的煙氣熱量不能完全為GCH回收。

（3）方案三 增加省煤器水側旁路

本方法為在省煤器進出水母管增加旁路，減少省煤器的水量，省煤器的出口水溫提高降低了省煤器的換熱溫差，減少對流換熱量，提高省煤器出口水溫。旁路的給水進入下降管或出口集箱進入鍋爐水系統。改造系統比較簡單，在一定范圍內可通過旁路流量調節方便地調節省煤器出口的煙氣溫度。但省煤器出口溫度受到飽和溫度的限制，水溫要求和飽和溫度有一定的溫差，以防止出現省煤器沸騰汽化影響鍋爐的運行。該方法比較適合于要求溫升較低的情況，系統改造見圖1。

（4）方案四 減少省煤器受熱面

該方法通過減少省煤器的受熱面來減少對流換熱量，提高省煤器出口的煙溫，為運行中不可調整的方案。改造僅涉及省煤器的換熱部分，方案受省煤器結構的影響，特別需要考慮減少受熱面后對鍋爐滿負荷工況的省煤器出口煙氣溫度的影響，防止在高氣溫和高負荷工況對SCR催化劑的影響。（一般要求不超過400℃）。計算表明，減少省煤器受熱面在高負荷工況省煤器出口溫升的提高量小于低負荷工況的溫升提高。

（5）方案五 省煤器分級

省煤器分級是減少省煤器受熱面的一種升級方案，通過減少省煤器的受熱面提高進入SCR的煙氣溫度，然后在SCR反應器后布置低溫省煤器回收煙氣的熱量，可保持甚至提高鍋爐的效率。同樣是SCR入口煙氣溫度不可調整的方案，確定受熱面減少量時，同樣需要考慮高負荷和高氣溫的情況。省煤器的低溫部分的布置，載荷傳遞和系統的連接比較復雜，改造的費用比較高，比較試用新機組投產前與鍋爐一同設計投用。

圖1 增加省煤器水側旁路系統圖

（6）方案六 增加省煤器煙氣旁路

省煤器的煙氣旁路曾是廣泛提到的提高省煤器SCR入口溫度的方法，系統簡單，調節方便，對高負荷鍋爐效率影響較小。但改造涉及的省煤器前煙氣的引出、煙道改造、旁路煙氣流量的調整等受到鍋爐結構的限制較多，改造的費用也比較高。

（7）方案七 減少部分省煤器受熱面并增加省煤器水側旁路

對于增加省煤器水側旁路受出口水溫限制煙氣溫升還有缺口的情況，可以考慮通過減少部分省煤器受熱面提升出口煙溫，而受熱面減少后水側的出口溫度降低，給設置水側旁路的省煤器出口水溫的提升留下一定空間。該方法系統簡單，在一定范圍內出口煙溫可調，改造的費用比較小。比較適合提升溫度不是很高的情況。

結合上海漕涇電廠鍋爐實際運行情況，結合各方案特點，委托鍋爐廠進行了計算和校核，選定方案三，該方案系統簡單，成本較低，比較適合本廠較小煙溫缺口的實際情況，能夠滿足機組在40%THA負荷下投運SCR的投運條件。該方案具體實施內容：在給水旁路隔絕門和給水母管的連接管段上引出省煤器旁路管道，省煤器旁路管設置隔絕門、調整門和流量孔板，系統相對獨立。在省煤器出口給水管道上增加溫度、壓力測點。DCS增加相應卡件，并增加自動控制邏輯、組態及畫面修改。煙氣溫度控制方面，擬采用以省煤器水側出口溫度為參考點，省煤器出口煙氣溫度為目標的控制方式，并增加必要的省煤器出口水溫的限制，以防止省煤器水的沸騰。

3 經濟性分析

以2013年度2號機組運行參數進行統計，來分析該項目的經濟性。

3.1 脫硝退出造成的損失計算

（1）2013年2號機組不滿足脫硝投運條件的時間（如表2所示）：408 h。

表2 負荷、煙溫的小時數統計表

（2）機組SCR入口煙溫低于320℃的低負荷區在450 MW～470 MW之間，低負荷工況電功率取450 MW。

（3）每年低負荷區脫硝停運時的發電量低負荷電功率×脫硝年停運h數=1.836億kWh。

（4）年排放的NOx數量

450 MW低負荷區煙氣流量按照運行統計數據為1 600 t/h左右，煙氣溫度為310℃左右，折算成標態體積流量為：

煙氣流量×煙氣排放NOx濃度×脫硝年停運h數=1391×350×408×10-6=198.6 t/a。

（5）由于未投入脫硝裝置可能引起的損失：排污費=排污費率×年排放的NOx數量=4×198.6×103=79.4萬元/a。還可能存在政府對于超標排放的懲罰性罰款。

3.2 脫硝補貼收益

年脫硝電價收益=電功率×脫硝電價補貼×脫硝年停運h數=450×0.8×408=147萬元/a。

脫硝量收益=煙氣排放NOx濃度差×脫硝量補貼×脫硝年停運h數=（1.6/1.15）×（350－55）×2×408=33萬元/a。

減免排污費收益：減免排污費=煙氣排放NOx濃度差×排污費率×脫硝年停運小時數=（1.6/1.15）×（350－55）×4×408=67萬元/年。

脫硝收入：脫硝電價補貼+減免排污費=147+33+67=147萬元/a。

3.3 改造增加運行成本

（1）排煙溫度增加3.1℃，對燃料成本的增加（由于設有GCH系統,空預器排煙溫度提高對發電煤耗的影響可按～0.5 g/kWh計算），發電煤耗增加=增加標煤耗×平均脫硝停運時間=450×0.5×790×408=7萬元/a。

（2）增加了脫硝還原劑的消耗：

氨消耗支出=脫除NOx數量×液氨單價×平均脫硝停運時間=（1.6/1.15）×（350－55）×3000×408=20萬元/a。

（3）系統的電耗=電耗×電價×平均脫硝停運時間=55 ×0.45×408=1萬元/年。

（4）給水系統增加的能很小，可以不計。

按照在450 MW工況下SCR年投入408 h計算，低負荷投入和不投脫硝的比較如表3所示。

表3 經濟性比較萬元·a-1

因此，通過該項改造，每年可以減少79萬的排污支出，同時增加140萬的收入，年總收益達到219萬元。按照項目投入800萬計算，3.65年收回成本。同時，每年減少NOx排放約167 t，社會效益也是十分巨大。

4 寬負荷脫硝改造的應用

通過寬負荷脫硝改造的必要性、方案比選、經濟性上進行了充分的論證后，于2015年7月及11月完成了兩臺機組的項目的實施。在2號機組改造完成后，經調試試驗，試驗數據達到了設計要求，主要試驗結果如下。

（1）管路特性

通過7月28日530 MW工況、8月10日450 MW和8月11日400 MW工況試驗，得出寬負荷脫硝系統在投入后SCR入口煙氣溫升已達到設計要求。在給水主路不節流的前提下，單獨投運寬負荷脫硝一路，脫硝入口煙溫有效提升，流量達到設計流量（約500 t/h左右）。因此正常投、退和調整寬負荷脫硝系統時，可以不操作給水主路閥門，有效避免了主路節流操作對給水系統的擾動和隱患。

（2）對給水系統的影響

在試驗中，開大和關小寬負荷脫硝調溫閥時，給水總流量（帶低流量保護）的波動在可控范圍之內。但還需繼續觀察對給水系統的影響，尤其是在減溫水噴水調節、負荷變化及其他工況擾動時，寬負荷脫硝系統對給水系統的擾動。現階段在正常運行時，盡量保持系統穩定，寬負荷脫硝系統的調節和進、出系應平緩。

（3）煙氣溫升能力

夏季工況（環境溫度約35℃）：

530 MW工況，寬負荷脫硝調溫閥開至50%，煙氣溫升能力為331－323=7℃。

450 MW工況，寬負荷脫硝調溫閥開至100%，煙氣溫升能力為323.1－314.3=8.8℃。

400 MW工況，寬負荷脫硝調溫閥開至100%，煙氣溫升能力為323.8－309.1≈15℃。

綜上試驗數據得出，投入寬負荷脫硝系統后，脫硝入口煙氣溫度提升顯著。目前機組運行時，設定SCR入口煙氣溫度若小于308℃時，脫硝系統出系。在今后運行時，可以較早投入寬負荷脫硝系統，從而提升SCR入口煙氣溫度，有利于保證機組脫硝投入率。另外，還需在冬季極端氣溫下再進行低負荷時段的煙氣溫升能力試驗。

（4）省煤器出口欠焓

寬負荷脫硝調溫閥開大后，為保護省煤器出口不被汽化，控制邏輯設定了閉鎖及保護功能。就試驗數據來看，省煤器出口欠焓始終能夠滿足要求，其中：

530 MW工況試驗期間，當調節閥開到50%以后，出口欠焓保持在30℃以上。

450 MW工況試驗期間，當調節閥開到100%以后，出口欠焓保持在25.9℃。

400 MW工況試驗期間，當調節閥開到100%以后，出口欠焓保持在15.6℃。

5 結語

經過寬負荷脫硝改造后的調試、運行、試驗，結果與設計基本一致，管路特性、對給水系統的影響、煙氣溫升能力、省煤器出口欠焓等方面均滿足設計要求，在改善環境、提高電廠上網競爭力等方面均有較好的綜合效益，也為其它同類型機組的寬負荷脫硝改造提供了借鑒經驗。

Research and Application of 1000 MW Unit Power Plant Wide Load Denitrification

Zhang Nanfang
Shanghai Caohejing Power Plant Power Generation Co.,Ltd

The article introduces composition and configuration of 1000MW ultra critical unit denitrification system at Shanghai caohejing power plant. The operation condition of wide load denitrification renovation project and existing problems and deficiencies of current denitrification system are studied. The author discusses necessity of wide load denitrification system, feasibility, security and economic benefits of solutions. It concludes that economizer water side bypass is the final renovation solution after comparative analysis. The test results of wide load denitrification system commissioning after renovation project meet anticipated goal, which effectively avoids denitrification system withdrawalduring low load period. It contributes to government’s energy saving and emission reducing work and provides reference experiences to heating renovation of same types units.

1000MW, Wide Load, Denitrification

10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2016.12.005

張南放：（1960-），男，本科，生產技術部副經理，從事電廠設備的檢修管理工作。