摘要：目前火力发电厂均安装有烟气脱硝系统，烟气脱硝中的催化剂活性反应温度区间一般为320—420℃，而实际运行期间，机组负荷在50%BMCR工况及以下，脱硝入口实际烟气温度小于300℃，无法满足脱硝运行要求而被迫退出，导致机组在50%负荷及以下时NOx排放超标。为满足脱硝烟气系统全负荷达标排放，本文提出了几种不同的提高脱硝入口烟气温度改造方案，通过对不同的方案优缺点进行对比，最终确定了脱硝高温烟气旁路改造方案，达到了预期的效果，实现了脱硝系统全负荷投运，值得同类型火电机组推广及应用。
【关键词】：火力电发厂烟气脱硝全负荷温度研究
0引言
为应对并满足国家环保对火电厂NOx等大气污染物的排放标准，目前，国内大部分火电厂基本都安装了SCR烟气脱硝装置。而烟气脱硝中的重要部件脱硝催化剂活性反应温度区间一般为320—420℃，机组负荷在50%以上时，脱硝入口烟温基本可以满足运行要求，但机组在启动并网初期或50%负荷以下调峰期间，由于烟温低而被迫退出脱硝设施运行，造成NOx超标排放。且当SCR入口烟温低于正常反应温度时，催化剂的反应效率大大降低，进而导致喷氨量增加，氨逃逸率升高，甚至造成催化剂中毒。逃逸的NH3与SO3、H2O反应生成NH3HSO4和少量(NH4)2SO4，其中NH3HSO4具有较强的粘结性，附着在催化剂表面会堵塞催化剂通道或微孔，附着在空预器表面长时间堆积容易造成空预器堵塞，催化剂及空预器堵塞可能会影响机组的带负荷能力，严重时威胁机组的安全稳定运行。
因此，为满足脱硝机组NOx全负荷达标排放，使脱硝SCR系统全负荷投入运行，需要提高脱硝入口烟气温度在催化剂的活性范围内。本文提供了几个提高脱硝入口烟温的方案并进行了比较，最终确定了最优的提高脱硝入口烟温的方案。
1.SCR入口烟温优化改造方案比较
当前，国内对于提高SCR入口烟温的设计提出了多种方案，部分已得到实施，综合相关资料，对应的烟温优化改造方案主要有省煤器给水旁路方案、省煤器烟气旁路方案、高温烟气旁路方案和省煤器分级改造方案等。
图1显示了省煤器给水旁路方案、省煤器烟气旁路方案和高温烟气旁路方案的设计原理。其中，给水旁路方案是在省煤器进口集箱前直接将部分给水引至下降管，在低负荷时通过调节阀调节旁路给水流量，通过减少省煤器的主流水量和吸热量达到提高SCR入口烟温的目的。根据热力计算，在50%负荷工况下，某300MW锅炉给水旁路分配至90%时SCR入口烟温仅提高18.1℃，北仑电厂#2炉600MW机组的热力计算则显示要使SCR入口烟温提升至310℃以上需要分配50%以上的给水量，过高的旁路份额将导致省煤器超温，严重时省煤器出口会发生汽化现象。使得该方案不具备实际的烟温调节能力，从而不能实现脱硝SCR系统全负荷投入运行的要求。
省煤器烟气旁路可分为内部旁路和外部旁路方案，内部旁路是在省煤器所在烟道区域减少相应的省煤器面积，设置内部旁路烟道。外部旁路方案则是在省煤器入口与省煤器出口烟道区域外部设置旁路烟道。内部旁路方案由于省煤器面积减少，和给水旁路方案同样遇到调节范围受限的问题，不能实现脱硝全负荷投运的要求，且高负荷时不可避免地导致排烟温度抬升影响锅炉效率。而外部旁路方案则由于省煤器入口空间狭小，而旁路烟气量较大，增加了工程实施难度。
高温烟气旁路方案在水平低过入口到省煤器后烟道的外部设置旁路烟道，通过调节旁路烟气挡板的开度来控制水平低过入口经外部旁路烟道进入省煤器出口的部分烟气与省煤器出口烟气的混合比例，进而实现脱硝SCR反应器入口烟温调节。由于低过前的烟温较高，使得该方案较省煤器烟气旁路方案减少了旁路烟气份额，且相应的烟温调节范围更大，水平低过入口侧也有足够的空间设置旁路接口。综合来看，该方案具有系统简单，施工难度小、工程造价低及便于运行调节等优点。
省煤器分级改造方案是将省煤器的部分受热面移至脱硝反应器后，将脱硝装置的烟气抽取点由原来的省煤器出口改为省煤器管组间抽取。由上海锅炉厂设计的方案对北仑#2机组实施了改造，如图2所示。该方案有效避免了旁路烟气内漏的问题，但系统较烟气旁路更为复杂，增加了设备维护难度，提高了施工难度和工程造价，对锅炉效率有一定的影响，而且改造对SCR区烟道所需空间有一定要求，在推广上存在一定局限性。
综上所述，采用“高温烟气旁路”方案充分考虑了火电机组现有设备运行情况（已加装低温省煤器），通过引入低过入口侧高温烟气有效提高SCR入口烟温，提高脱硝装置投入效率，降低氨逃逸率，减轻催化剂及空预器堵塞现象，同时利用低低温省煤器有效减轻烟温抬升后对排烟温度和机组煤耗的不利影响。后期主要需关注烟气旁路对锅炉负荷调节偏差、响应延迟以及排烟温度提升的影响，同时注意高负荷时旁路烟气挡板门内漏的预防和监视。下边就大唐三门峡发电有限责任公司#3机组脱硝“高温烟气旁路”改造设计、施工、达到的效果及注意事项作以详细的介绍。
2.脱硝高温烟气旁路改造方案分析
大唐三门峡发电有限责任公司二期工程2×600MW机组锅炉由哈尔滨锅炉厂有限公司利用英巴技术制造生产，锅炉型号为HG1900-25.4-YM4，全露天布置，钢架结构，锅炉π型布置，燃烧器布置方式为前后墙对冲燃烧，低NOX旋流煤粉燃烧器，尾部竖井为双烟道布置，前、后烟道内分别布置低温再热器和低温过热器，下部均布置有省煤器组，两台机组2006年投入商业运行。
为满足脱硝SCR系统全负荷工况正常投运的要求，根据哈锅设计方案和同类型锅炉的改造实践，从水平低温过热器入口处抽取高温烟气经外部旁路烟道与省煤器出口烟气的混合，在外部旁路烟道设置烟气调节和关断挡板门各一台，调节SCR反应器入口烟温，满足脱硝入口烟气温度在320—420℃的范围内。
图3为#3机组高温烟气旁路改造施工图，烟气旁路沿尾部竖直方向对称布置，第二道烟道挡板门口后旁路烟道截面尺寸发生变化，呈喇叭口插入省煤器后烟道，在旁路烟道入口水平衍生段和出口设有膨胀节，图4为根据该方案构建的改造后尾部烟道三维模型。抽气口处包覆受热面割管后移位，在增加通流面积的同时可有效防止管壁磨损，另在管壁外围加装防磨瓦，如图5和图6所示。表1显示了旁路烟道的主要设计参数。
高温烟气旁路改造需要制定完善的项目管理组织机构、施工三级网络图及工程质量验收标准等。本工程施工至少需要投入约44人，项目总工期40天，工程造价约450万元/台炉。
3、达到的效果及注意事项
3.1达到的效果
大唐三门峡发电有限责任公司#3机组脱硝SCR系统经过高温烟气旁路改造后，在最近一次机组启动中，脱硝SCR系统再主机冲转前1小时内投入脱硝系统（温度达到300℃，其它温度参数见表2），比以往提前3小时，为后续机组暖机、电气调整试验争取了宝贵的时间，真正意义上实现了脱硝系统全负荷投运。通过对比，该改造项目比同类型机组改造费用降低300余万元/台炉。兄弟单位如大唐国际风陵渡电厂、宁德发电厂、大唐信阳发电厂、陡河发电厂、林州电厂等相继到公司进行调研学习。
3.2注意事项
脱硝SCR高温烟气旁路改造实施投运后主要关注以下几个方面：
1）、通过观测不同烟气旁路开度对应的SCR入口烟温，评价改造后的SCR区烟温及氨逃逸情况，观察空预器是否堵灰。
2）、通过观测不同烟气旁路开度对应的排烟温度，评价烟气旁路对锅炉效率的影响。
3）、低负荷运行期间，观测烟气旁路对锅炉负荷调整、过热和再热侧烟温偏差的影响。
4）、通过锅炉热力性能试验测量尾部烟道各段烟温及流速变化情况，尤其需要关注SCR入口前流场的均匀性。
5）、观察SCR区的喷氨均匀性，在旁路烟气有效提高SCR区烟气烟温和流速后，考虑是否需要做进一步的喷氨调整。
6）、机组运行期间注意观察旁路烟气挡板是否存在内漏及卡涩的现象。
7）、机组停机期间注意观察锅炉尾部烟道抽烟口炉管的磨损问题，防止磨损造成锅炉“四管”泄漏的风险。
4、结论
本文主要针对火电机组脱硝SCR系统全负荷投运策略进行了对比，明确了制约机组脱硝全负荷投运的主要因素为脱硝入口烟气温度，讨论了几种不同的提高脱硝入口烟温改造方案，并最终确定了最优的脱硝高温烟气旁路改造方案。大唐三门峡发电有限责任公司对#3机组实施了脱硝高温烟气旁路改造，在机组并网前即投运了脱硝系统，实现了脱硝系统全负荷投运，较好的满足国家环保对火电厂NOx等大气污染物的排放标准，达到了较好的效果，同时该改造工程具有工期短、造价低、质量优、效果好等优点，事实证明该改造工程是成功的，创国内先进水平，是值得同类型火电机组推广及应用的。
原标题：600MW机组烟气脱硝SCR系统全负荷投运策略研究及应用
