發(fā)電廠機組鍋爐全負(fù)荷脫硝改造工程的必要性及鍋爐全負(fù)荷脫硝技術(shù)路線探究

石祥文

摘 要 目前發(fā)電廠采用的全負(fù)荷脫硝改造技術(shù)，不能實現(xiàn)從點火工序開始的所有負(fù)荷脫硝，需進(jìn)行改造。本文從發(fā)電廠機組鍋爐全負(fù)荷脫硝改造工程的必要性入手，以A燃煤發(fā)電廠為例，給出三種全負(fù)荷脫硝技術(shù)路線，分析其經(jīng)濟(jì)性與技術(shù)性，獲得最佳的鍋爐全負(fù)荷脫硝技術(shù)路線，為其他發(fā)電廠提供經(jīng)驗參考。

關(guān)鍵詞 發(fā)電廠;鍋爐;全負(fù)荷脫硝

前言

發(fā)電廠生產(chǎn)排放的氮氧化物是總排放量的50%，為減少環(huán)境污染，政府部門出臺《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，要求發(fā)電廠控制燃煤機組的氮氧化物排放量。發(fā)電廠引進(jìn)煙氣脫硝技術(shù)，通過選擇性催化還原（SCR）減少氮氧化物排放，但該技術(shù)的應(yīng)用要求較高，難以實現(xiàn)全負(fù)荷運行，氮氧化物效率處理效果不理想，需采取有效措施改進(jìn)。

1發(fā)電廠機組鍋爐全負(fù)荷脫硝改造工程的必要性

目前發(fā)電廠機組鍋爐采用的脫硝技術(shù)為SCR脫硝技術(shù)，該技術(shù)的脫硝原理如下：在含氧條件下，將氨氣作為還原劑，輸入到火電廠生產(chǎn)的煙氣中，利用催化劑的催化作用，將氮氧化物還原為氮氣和水。SCR脫硝技術(shù)對反應(yīng)條件的要求較高，火電廠的煙氣溫度需處于320℃-420℃的范圍內(nèi)，因為催化劑在該溫度范圍內(nèi)的活性最強，可使還原反應(yīng)達(dá)到最優(yōu)。就此，技術(shù)人員需將SCR脫硝系統(tǒng)布置于鍋爐省煤器與空預(yù)器之間，營造最佳的反應(yīng)環(huán)境。

但在實踐生產(chǎn)中，由于我國發(fā)電廠的燃煤機組受當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)調(diào)度，所以某些時刻，燃煤機組難以達(dá)到滿負(fù)荷運行狀態(tài)，有些甚至?xí)幱?0%負(fù)荷運行狀態(tài)。在低負(fù)荷運行時，省煤器的出口煙氣溫度降低，一旦其低于320℃，會導(dǎo)致氨氣與煙氣中的三氧化硫反應(yīng)，生成硫酸銨與硫酸氫銨，這兩種物質(zhì)會堵塞SCR脫硝系統(tǒng)中的催化劑傳輸微孔，影響催化劑的催化效果，提高氮氧化物的排放量。同時，銨鹽會在煙氣的推動下，集聚SCR脫硝系統(tǒng)的換熱元件或預(yù)熱器中，對SCR脫硝系統(tǒng)造成破壞，嚴(yán)重時會導(dǎo)致系統(tǒng)崩潰，影響氮氧化物處理效果[1]。可見，在發(fā)電廠燃煤機組生產(chǎn)運行中，技術(shù)人員需積極推進(jìn)鍋爐全負(fù)荷脫硝改造工程，優(yōu)化SCR脫硝系統(tǒng)的運行，保障氮氧化物的合理排放。

2發(fā)電廠機組鍋爐全負(fù)荷脫硝技術(shù)路線探究

A燃煤發(fā)電廠的鍋爐為直流燃煤鍋爐，技術(shù)人員將省煤器安裝于鍋爐的后煙井部位，和煙氣處于相反位置，在400MW負(fù)荷運行時，出口煙氣溫度僅為298℃，不符合SCR脫硝系統(tǒng)的應(yīng)用要求。本文以A燃煤發(fā)電廠為例，結(jié)合其燃煤機組的各項參數(shù)，給出全負(fù)荷脫硝改造工程的技術(shù)路線方案，對比不同技術(shù)路線的經(jīng)濟(jì)性與技術(shù)性，選擇最優(yōu)化的技術(shù)路線，并將其投入運行，分析其實踐效果，為其他發(fā)電廠提供成功經(jīng)驗。

2.1 技術(shù)路線方案

方案一：簡單水旁路技術(shù)路線。技術(shù)人員可在省煤器進(jìn)口集箱前端安裝調(diào)節(jié)閥及管道，省煤器的水旁路與下降管連接，降低省煤器中的水流量，避免過多水流吸收煙氣熱量，從而提高出口煙氣溫度。在該改造方案中，技術(shù)人員需安裝管道旁路，配置器件較多，如調(diào)節(jié)閥、止水閥與吊架等。

方案二：省煤器再循環(huán)。技術(shù)人員在設(shè)置簡單水旁路的基礎(chǔ)上，應(yīng)用再循環(huán)系統(tǒng)，將其安裝于省煤器出口部位，將該部位的熱水循環(huán)傳輸?shù)绞∶浩鞯倪M(jìn)口部位，使進(jìn)口位置的溫度升高，減少省煤器的吸熱，從而提高出口煙氣溫度。在該改造方案中，技術(shù)人員需在配置簡單水旁路的器件基礎(chǔ)上，安裝再循環(huán)泵、疏水系統(tǒng)等器件。

方案三：省煤器分級設(shè)置技術(shù)路線。技術(shù)人員需將部分煙氣下部安裝的省煤器受熱面拆除一部分，將其安裝于在SCR反應(yīng)器的后方，使水在SCR反應(yīng)器前后部位的省煤器流動，控制省煤器的吸熱，從而提高出口煙氣溫度。在應(yīng)用該技術(shù)路線方案時，技術(shù)人員需準(zhǔn)確計算受熱面的面積，根據(jù)SCR脫硝系統(tǒng)的全負(fù)荷運行參數(shù)，合理設(shè)置受熱面。例如，如果要保障SCR脫硝系統(tǒng)在220-600MW符合下實現(xiàn)有效脫硝，需配置全負(fù)荷能投入脫硝，根據(jù)鍋爐熱力計算得到，需分級設(shè)置6659m2的省煤器受熱面積。在該改造方案中，技術(shù)人員需進(jìn)行后煙井的拆除、給水管道的配置等操作，并增設(shè)平臺扶梯與吹灰器等器件[2]。

2.2 方案對比分析

在技術(shù)實踐與分析中，筆者對改造后的SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)行仿真模擬，計算300MW、400MW、500MW、600MW負(fù)荷下的煙氣出口溫度，分析各方案的改造效果，并計算各方案的成本，選出最佳方案。方案一的煙氣出口溫度平均提升9℃，建設(shè)成本約300萬元，不會影響鍋爐經(jīng)濟(jì)性;方案二的煙氣出口溫度平均提升52℃，運維費用較高，每年泵的運行費用達(dá)70萬元，運維管理費用達(dá)65萬元，建設(shè)成本約2100萬元;方案三的煙氣出口溫度平均提升55℃，不會影響鍋爐經(jīng)濟(jì)性，但對煤種有要求，建設(shè)成本約2400萬元。

2.3 生產(chǎn)實踐效果

綜合上述經(jīng)濟(jì)性與技術(shù)性對比，方案一的技術(shù)性較差，方案二的經(jīng)濟(jì)性較差。A燃煤發(fā)電廠選擇方案三作為SCR脫硝系統(tǒng)改造方案。在生產(chǎn)實踐中，改造后的鍋爐可保持全負(fù)荷運行，煙氣出口溫度滿足要求，排放氮氧化物處于國家排放標(biāo)準(zhǔn)內(nèi);在250MW與600MW的負(fù)荷下，鍋爐效率均可超過94%，可保障鍋爐的長期可靠運行。可見，省煤器分級設(shè)置方案可滿足鍋爐全負(fù)荷脫硝技術(shù)的應(yīng)用需求，可在發(fā)電廠中推廣應(yīng)用。

3結(jié)束語

綜上所述，發(fā)電機組鍋爐脫硝系統(tǒng)在生產(chǎn)實踐中保持低負(fù)荷運行狀態(tài)，需進(jìn)行全負(fù)荷改造。借鑒A燃煤發(fā)電廠的成功經(jīng)驗，需對發(fā)電廠機組鍋爐采取分級設(shè)置省煤器的方案，將原本位于煙氣下方的受熱面轉(zhuǎn)移到SCR反應(yīng)器后方，提升SCR設(shè)備的入口煙氣溫度，提升燃燒效果，實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝，使發(fā)電廠排放的氮氧化物符合國家標(biāo)準(zhǔn)。

參考文獻(xiàn)

[1] 林邦春，郭為.電站鍋爐全負(fù)荷脫硝技術(shù)路線分析及選擇[J].工程建設(shè)與設(shè)計，2019，（04）：186-188.

[2] 石中喜，張金柱.國產(chǎn)600 MW超臨界燃煤機組全負(fù)荷脫硝改造技術(shù)分析[J].華電技術(shù)，2017，39（09）：54-57，78.