摘要：电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，介绍了现有宽负荷脱硝技术，论述了各自的原理及优缺点，给出了宽负荷脱硝该造技术方案选取建议并介绍了我公司的改造方案。

关键词：电站锅炉、超低排放，宽负荷脱硝，省煤器分级，增容改造

(本文来自于“2017年电力行业节能环保创新论坛”论文集，有删减) 作者：魏爱勇(河北西柏坡发电有限责任公司)

1引言

目前，应用较为广泛的烟气脱硝技术为选择性催化还原法(SCR)。为满足SCR催化剂的温度窗口，在SCR反应器的设计过程中一般要求入口烟气温度为320℃的设计过程中。实际运行过程中，由于锅炉负荷受电网控制，无法长期高负荷运行，部分锅炉运在50%负荷以下时，SCR入口烟温低于320℃，使得SCR无法正常运行，造成NOx排放浓度超低、催化剂失活、氨逃逸增加等。因此，有必要采用宽负荷脱硝技术来满足NOx排放要求，实现低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求。

2宽负荷脱硝技术

河北西柏坡第二发电有限责任公司为了落实国家及地方政策对火电企业更高的节能和环保要求，计划对#5、#6机组进行增容提效改造，同时为了适应国家环保政策的要求，满足燃煤锅炉宽负荷氮氧化物达标排放的要求，对锅炉进行了宽负荷脱硝改造，通过对目前国内应用的宽负荷脱硝技术进行全方面对比论证，结合实际运行情况和空间结构，选取了适合本项目的具体改造方案。后结合增容改造方案提出了本项目改造的范围。

2.1 锅炉增容改造的必要性

河北西柏坡第二发电有限责任公司积极执行国家相关政策，为了降低电厂的供电煤耗，达到国家规定的节能和减排相关指标，已经确定了汽机的增容提效改造方案：机组由600MW增容至640MW，同时进行汽轮机通流改造。为了确保#5、#6机组达到国家的相关指标并配合汽机的通流改造，锅炉必须相应进行640MW的增容改造。

2.1.1 锅炉设备概况

河北西柏坡第二发电有限责任公司#5、#6锅炉为北京巴威公司按美国B&W公司SWUP系列锅炉技术标准，结合本工程燃用的设计、校核煤质特性和自然条件，进行性能结构优化设计的超临界参数SWUP锅炉。

锅炉为超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的π型锅炉，锅炉配有带循环泵的内置式启动系统。

锅炉设计煤种为神华烟煤，校核煤种为晋北烟煤。

锅炉采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，前后墙对冲燃烧方式，配置B&W公司的DRB-4Z低NOx双调风旋流燃烧器及OFA喷口。

尾部设置分烟道，采用烟气分流挡板调节再热器出口汽温。

尾部竖井下设置两台三分仓回转式空气预热器。

2.2 锅炉增容后宽负荷脱硝改造

河北西柏坡第二发电有限责任公司#5、#6锅炉通过增容改造可以完全满足增容到640MW的需求，同时通过调整尾部受热面的改造方案，能够有效降低空预器入口烟温和排烟温度，提高锅炉效率;但是导致低负荷SCR入口烟温偏低，不能满足30%THA工况以下投运脱硝的运行要求。

河北西柏坡第二发电有限责任公司综合考虑机组增容改造和宽负荷脱硝环保政策，要求锅炉增容改造方案既能降低空预器入口烟温及排烟温度、提高炉效，还能满足宽负荷脱硝的运行要求。因此，此次宽负荷脱硝改造的方案必须兼顾两方面的技术要求。

目前，宽负荷脱硝改造有多种技术路线，如烟气旁路系统、省煤器水侧旁路系统、省煤器出口水再循环系统、采用0号高加系统和省煤器分级布置等技术，下述内容将详细介绍各技术路线的改造方案。

2.2.1 烟气旁路系统

本技术的基本原理是：在省煤器进口位置的烟道处开孔，抽取部分高温烟气至SCR接口处(提高混合效果，可以在尾部后烟道低温过热器管屏中、下层之间抽高温烟气)，同时设置烟气挡板，增加部分钢结构和支吊架。在低负荷时，通过抽取较高温烟气与省煤器出口过来的烟气混合，使低负荷时SCR入口处烟气温度达到低喷氨温度要求。旁路烟道上需要加装膨胀节、电动关断挡板、调节挡板进行调节烟气流量及温度调节。

优点：投资成本相对较低，通过调节挡板调节烟气流量可使催化剂工作于反应温度范围。

缺点：对烟气挡板的可靠性要求较高，如果烟气挡板的密封性能变差，或烟气挡板开启后无法关闭，在高负荷工况下有部分高温烟气从旁路烟道泄露，直接进入SCR装置，这时烟气温度将会出现高于催化剂高允许温度的风险，可能会对催化剂带来致命的破坏;如果长期不在低负荷运行，也就是挡板门处于常闭状态，可能会导致积灰、卡涩打不开，也可能在长打开的时候，关闭时不能可靠关闭。此外，电厂实际运行还发现，该系统烟温混合均匀性较差，可能出现烟温平均值合适，但是个别位置很高，个别位置很低的情况，对脱硝催化剂寿命产生较大影响，不推荐此方案。

2.2.2 省煤器水侧旁路系统

在省煤器进口集箱前设置调节阀和连接管道，将部分给水旁路，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。

此方案可调节的范围较小，在脱硝入口烟温提高要求不是很多时基本可行，省煤器后烟气温度可达到低喷氨温度的要求，但在脱硝入口烟温提高额度要求较多时，需要旁路的给水量太大，在省煤器中介质可能会产生沸腾汽化现象，汽化率较高或者水侧旁路引入位置不合理时将直接影响锅炉水循环，威胁到机组的安全性。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，目前利用省煤器水旁路来提高SCR装置入口烟气温度，烟气温度提升幅度较小，并且具有一定的安全隐患，不推荐采用水侧旁路方案。

2.2.3 省煤器出口水再循环系统

该种方式可以通过抽水流量的大小进行温度调节，烟气温度调节灵活，不需要对受热面做较大改动。通过再循环省煤器部分工质方式，提高和控制省煤器进口水温，减小省煤器传热温差，从而在低负荷实现省煤器出口烟温的提高。需要增加一套再循环泵、阀门系统，初期投资大，成本高，循环泵在实际运行过程中维护工作量大;并且再循环泵采购周期长，泵、阀门以及旁路的采购安装复杂，影响项目改造进度。

2.2.4 采用0号高加系统

回热抽汽补充给水加热技术是指从汽轮机高压缸上选择一个合适的抽汽点，将该抽汽引入一个抽汽可调式的给水加热器(称之为0号高加)，在机组低负荷时投运该路抽汽，来提高给水温度，以提高省煤器出口烟气温度，保证低负荷时SCR催化剂能够安全稳定连续运行，实现宽负荷脱硝的功能。

该给水加热器入口设置了调节门，低负荷时可以控制该加热器入口压力基本不变，从而能维持给水温度基本不变。