1000MW超超临界机组低负荷脱硝研究及改造

北极星环保网讯:本文介绍了某1000MW超超临界机组在低负荷工况,脱硝装置因入口烟温低而退出运行的情况。对低负荷脱硝改造方案进行了研究,根据机组结构特点,采用了回热抽汽补充给水加热的改造方案。应用实践表明:通过回热系统改造,彻底解决了机组低负荷工况脱硝受限问题,并且降低了机组供电标煤耗0.4g/kW-h。

近几年环境污染问题日益突出,引起了国家及社会大众对节能减排的重视。NOx作为燃煤电站的主要大气污染物之一,是形成光化学烟雾和酸雨的一个重要原因。国家环保部门自上世纪90年代就对燃煤电厂锅炉的NOx排放做出了限制,并在随后历经多次修订,不断提高限排标准。2015年12月2日,国务院总理李克强召开国务院常务会议,决定全面实施燃煤电厂超低排放,其中要求NOx排放小于<50mg/m3。

SCR(Selective catalyst reduction)法是目前燃煤电厂广泛采用的烟气脱硝技术,它是一种炉后脱硝技术,是利用还原剂(NH3)在金属催化剂的作用下,选择性地与NOx反应生成N2和H2O。催化剂大多以TiO2为载体,以V2O5、V2O5—WO3或V2O5—MnO3为活性物。

不同催化剂有不同的适宜反应温度,通常工作温度范围为310℃—420℃[1-2]。脱硝装置入口烟温随锅炉负荷降低而降低,如脱硝装置入口烟温低于催化剂适宜的反应温度,不但使催化剂活性降低,影响脱硝效率,而且还会生成硫酸氢氨(烟气中的SO3与NH3反应生成),从而导致催化剂和空预器堵塞,给设备安全稳定运行带来隐患。

2012年之前，因NOx排放要求相对较低，在燃煤火电厂设计时，为满足较高的经济性，一般按较低的排烟温度进行设计。这导致目前大部分电厂在低负荷工况时，脱硝装置因入口烟温低于催化剂反应温度而退出运行。因此，适应机组低负荷工况脱硝是很多燃煤电厂亟待解决的问题。

1研究对象

某厂装机2×1000MW超超临界燃煤机组，锅炉是由上海锅炉厂引进ALSTOM技术设计制造SG-3093/27.46-M533超超临界Π型锅炉，汽轮机为上海汽轮机厂引进西门子技术生产N1000-26.25/600/600超超临界机组，1、2号机组分别于2010年10月和2011年4月投入运行。

机组同步配套SCR法脱硝装置，催化剂基材为TiO2，活性物质为V2O5—WO3，催化剂的最低运行温度为307℃（厂家推荐值）。当机组负荷低于450MW时，省煤器出口烟温即低于307℃，导致脱硝装置退出运行。近年来，随着经济增速放缓，发电机组利用小时逐年减少，低负荷运行时间不断增长，脱硝投运率也随之下降。2014年，1、2号机组脱硝投运率分别为72%、83%。

2方案研究

解决机组低负荷工况脱硝受限问题，关键在于提高SCR入口烟温（省煤器出口烟温）。目前，有效的方案主要有四种：省煤器水侧旁路、省煤器烟气侧旁路、分级省煤器以及回热抽汽补充给水加热。

2.1省煤器水侧旁路

省煤器水侧设置旁路，是将部分省煤器给水管路增加旁路，机组低负荷运行时，通过减少通过省煤器的给水量，使烟气放热量相应减少，从而达到提高省煤器出口烟温的目的。但此方案要求被旁路的给水量不能太大，否则省煤器容易产生超温现象。另外，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，需大幅提升烟温时不适宜采用此方案，而且采用该方案还面临运行控制困难和经济性下降等问题。

2.2省煤器烟气侧旁路

在省煤器高温段烟道上开孔，抽一部分高温烟气至SCR入口处，旁路烟道通过挡板来实现关断和烟气量调节。机组低负荷时，通过抽取较高温烟气与省煤器出口过的低温烟气混合，以满足SCR投运要求。该方案投资成本相对较低，烟温调节迅速、准确，但对挡板严密性和可靠性要求高，一旦出现泄漏，高负荷时，SCR催化剂将面临超温破坏的风险。

另外，烟气流场改变后，对整个汽水系统的热量分配不利，可能影响锅炉的出力、效率，甚至燃烧稳定性。

2.3分级省煤器

将原省煤器改造为二级，第一级仍处于SCR前，第二级布置于SCR后，这样既可维持最终排烟温度不变，保证机组经济性，又实现了提高了SCR入口烟温得目的。另外，采用该方案不改锅炉运行方式，对超低负荷适应性好。但该方案也存在改造工程量大、对场地要求高和投资大等问题[3]。

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