灞桥热电厂宽负荷脱硝改造的技术路线选择和实施效果
作者：大唐陕西发电有限公司灞桥热电厂秦刚
1 项目的由来
灞桥2×300MW机组锅炉的省煤器出口烟气温度（即SCR入口烟气温度）长期低于设计值，100%BMCR工况条件下该温度仅325-330℃，65%BMCR工况条件下该温度低至295℃。脱硝装置只能在65-100%BMCR工况条件运行，但是机组却必须在50-100%BMCR工况条件下调峰运行，因此为保证99%以上的脱硝装置投入率,必须实施宽负荷脱硝改造，提高低负荷工况条件下的SCR装置入口烟气温度，使脱硝装置在40-100%BMCR工况条件下能够正常投入。
鉴于脱硝SCR催化剂设计正常工作温度范围以及催化剂允许使用上下限温度范围，即下限温度为310℃，上限温度为420℃，温度差为110℃。因此我厂提出40-100%BMCR工况条件下，SCR反应器入口烟气温度≥310℃，使脱硝装置在40-100%BMCR工况条件下能够正常投入，满足机组调峰运行的要求。
不论哪种技术路线都必须将低负荷工况条件下的SCR反应器入口烟气温度提升35℃。在确保烟气SCR入口温度达标的情况下，尽量降低热力系统的复杂程度、投资及运行成本。 2 技术路线分析
当前适用于提高脱硝投运率的技术路线有：省煤器烟气旁路、省煤器水旁路、省煤器分隔、给水加热、省煤器分级等，需要按照设备的实际情况并通过技术经济比较后选取。 2.1 省煤器烟气旁路
从锅炉省煤器前或低温过热器(低温再热器)前引出高温烟气，通过旁路烟道、调节挡板与进入SCR反应器的烟气混合来调节SCR入口烟温，高负荷时关闭挡板门，低负荷时调节挡板门开度，以达到机组低负荷运行时脱硝设施投运的温度条件。计算表明40%MBCR工况条件下能将SCR入口烟温提高约15℃(20%的烟气量走旁路)。
该技术的优点是系统简单、投资成本低，但是低负荷运行时会使省煤器吸热量减少，造成排烟温度上升，降低锅炉效率。此外，烟气旁路技术对旁路烟道挡板门的性能要求较高，若调节挡板变形造成关闭不严，则将使高温烟气被大量无谓旁路，影响锅炉效率；若调节挡板发生卡涩，则其会失去调节的作用。极端情况下，满负荷工况条件下若挡板门内漏量大，可能会使省煤器出口烟温达到400℃以上，从而导致催化剂烧结损坏。因此烟气旁路存在一定的技术风险。
2.2 省煤器给水旁路
省煤器给水旁路的方法是从省煤器进口集箱以前直接将部分给水短路，给水旁路在低负荷时通过调节阀调节旁路给水流量，使省煤器进口水量减少来降低省煤器的吸热，从而提高省煤器的出口烟温。
该技术的优点是改造设备少，投资费用低。但由于水侧换热系数要比烟气侧的换热系数高出近两个数量级，给水流量变化虽然影响水侧换热系数，但对省煤器总的传热系数影响很小，省煤器的吸热量减少有限，该方案对烟气温度的调节范围有限。同时也会导致低负荷排烟温度的上升，影响锅炉效率。此外，对于亚临界锅炉，还存在给水在省煤器管内汽化的风险，一般不建议应用于亚临界锅炉。 2.3 省煤器分隔档板
省煤器分隔技术是将原有省煤器烟道用隔板分隔为多个内置独立通道，并分别设置烟道挡板。低负荷时，通过调节烟道挡板门，减少省煤器换热量，计算表明40%MBCR工况条件下能将SCR入口烟温提高约15℃（关闭1/4的省煤器入口烟道）。
该技术的优点是投资成本低，但是对烟道挡板门的性能要求较高，若调节挡板变形造成关闭不严或卡涩将造成调节失灵，且该技术同样会造成锅炉效率的降低。 2.4 加装零号高加
零号高加技术是在回热系统的1号高加前增设零号高加。低负荷时，投入零号高加提升给水温度，降低省煤器换热量，进而提高省煤器出口烟温。零号高加会降低汽机热耗，但系统较为复杂，同样也存在锅炉水循环系统安全性和效率降低的问题，且全厂的经济性不一定
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提高。
灞桥1号和2号机组（亚临界机组）40%MBCR滑压运行设计工况条件下的汽包压力通常为8.1MPa（表压力），对应的饱和温度为304℃，省煤器出口水温252℃；50%MBCR滑压运行实际工况条件下的汽包压力通常为13.4MPa（表压力），对应的饱和温度为337℃，省煤器出口水温274℃），其省煤器出口给水与炉水的温差约50-60℃，己是锅炉设计的低线。若再提高给水温度，将危及水循环系统的安全运行，因此也是不可行的。 2.5 省煤器给水旁路+热水再循环
热水再循环系统取自下降管，经过再循环泵到省煤器入口，通过采用热水再循环系统可以提高省煤器入口的给水温度，从而提高机组低负荷工况下安装在省煤器后的SCR装置的入口烟气温度，使SCR在机组低负荷工况下仍能处于正常运行的温度区间，提高机组低负荷下SCR的投入率。
这种方法特点是需要加一台炉水再循环泵、若干阀门、流量计和炉水再循环泵的冷却水系统，能提供较大的温度调节范围，改造现场施工量较小，需用的工期较短建设运行和维护成本较高。此外,根据计算，若将SCR入口温度提高35℃，排烟温度会升高15℃左右，使锅炉效率降低约1%。
2.6 省煤器分级布置
省煤器分级布置是将省煤器尾端部分受热面移至SCR反应器出口，通过降低SCR前省煤器换热量，提高SCR入口烟温，保证SCR装置宽负荷运行。省煤器分级的优点在于温度调节范围大，运行稳定，因为没有改变锅炉侧的传热过程及分配，因此对锅炉效率等性能指标没有影响；此外，若我厂1号和2号机组（亚临界机组）40%MBCR工况条件下的SCR入口烟气温度确定为310℃，100%MBCR工况条件下的SCR入口烟气温度则为365℃，刚好位于催化剂温度-效率曲线的最高点，相同的催化剂装量条件下可以额外获得2%的脱硝效率。
但对改造工程涉及部分省煤器的拆除及新增省煤器，需要准确计算防止SCR入口烟气温度防止超过催化剂上下限温度，要考虑下级省煤器的空间位置和载荷，因此技术难度较大、施工工程量较大，改造工期较长，工程费用较高。 3 经济性能比较
技术分析表明能够将低负荷工况条件下的SCR反应器入口烟气温度提升35℃的技术路线仅有水旁路+再循环与省煤器分级两种技术。 3.1 技术性能比较
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参数 单位 改造前 水旁路+再循环 省煤器分级 150MW负荷SCR 入口烟温 ℃ 270 305 305 温度提高幅度 ℃ - 35 35 150MW负荷对效率的影响 % - -1 0 满负荷时对效率的影响 % - 0 0 改造工期 天 - 30 80 需停机时间 天 - 7 60 烟温调节范围 / - 调节范围大 调节范围大 脱硝效率 % - 0 +2 3.2 运行成本比较 水旁路+再循环技术在低负荷下对锅炉效率有一定负面影响，150MW负荷时，锅炉效率降低0.6%；高负荷下，采用该方案不会对锅炉效率造成影响。假设全年运行在150MW负荷下的时间为1000小时，经初步核算，采用水旁路+再循环方案将增加锅炉运行成本约35万元/年（含循环水泵自用电成本和锅炉效率降低的成本）。 3.3 建设成本比较 项目 单位 省煤器分级 省煤器给水旁路+热水再循环 设备费 万元 950 850 土建费 万元 250 150 安装费 万元 200 200 合计 万元 1400 1200 备注：均为两台机组的改造费用 3.4 技术路线的选择 通过上述比较，省煤器分级与省煤器给水旁路+热水再循环两种技术路线的成本相差不大，最终我厂最终选择了工程量较大但是系统简单、运行可靠的省煤器分级方案。 4 改造效果
灞桥1号和2号机组分别于2015年和2016年在超低排放造期间完成省煤器分级，改后完全达到设计目标，40-100%BMCR工况条件下脱硝装置均能够稳定运行，满足机组调峰运行的要求。 项目 单位 半负荷 满负荷 主蒸汽流量 t/h 492 975 汽包压力（表压） MPa 13.6 18.3 A侧SCR反应器入口温度 ℃ 327 360 B侧SCR反应器入口温度 ℃ 329 355 A侧空气预热器入口温度 ℃ 292 321 B侧空气预热器入口温度 ℃ 295 320 结束
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