电站锅炉SCR脱硝系统改造方案
1锅炉设备情况
3号、4号锅炉为超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流燃煤锅炉，本体型式为单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型、露天布置。
燃烧方式采用低NOx同轴燃烧系统。
表1为锅炉设计参数，表2为锅炉运行煤质的情况。
表1锅炉设计参数
表2运行煤质
省煤器布置于锅炉的后烟井低温再热器下面，有3组采用光管蛇形管，顺列排列，与烟气成逆流布置。
2脱硝全负荷投运存在的技术问题
通过现场测试，锅炉省煤器的出口烟温曲线如图1所示。
图1掺烧石炭煤时各负荷段下省煤器出口烟温
由图1可以看出，该电厂3号锅炉在400MW运行时省煤器出口烟温为298℃，已经低于SCR 装置的最佳反应温度范围。
随着负荷的降低，省煤器出口的烟气温度进一步降低，将不得不退出SCR装置运行。
结合设计数据和运行数据，并考虑实际运行工况可能存在的偏差，大约负荷低于450MW时，SCR入口处的烟气温度达不到SCR装置允许运行最低温度（314℃）的要求。
在210～250MW 负荷区间，SCR入口处的烟气温度甚至只有260～270℃，脱硝系统根本不可能投运。
此原因直接导致2013年度该机组SCR投运率只有45％。
查看锅炉不同负荷时的运行状况，以2012年8月8日部分时段3号炉的运行数据为例，如图2所示。
图2 3号炉省煤器出口烟气温度随负荷变化曲线
由图2可以看出，600MW负荷下，省煤器出口烟气温度在346℃左右，300MW负荷下，省煤器出口烟气温度在297℃左右。
另根据4号炉2013年7月运行画面，在600MW负荷下，省煤器出口烟气温度为357℃。
从3号炉和4号炉运行数据可以看出，在2014年1月之前，省煤器出口烟气温度是较高的。
2011—2013年，机组燃煤以低熔点高水分的神华煤、印尼煤为主，锅炉受热面存在结焦现象，且其氧量运行值较目前的数值大，故排烟温度也偏高。
燃用当前煤种，3号、4号炉均不存在结焦现象，且考虑到低氮燃烧问题，目前运行氧量一般也较低。
因此，按照目前的燃煤及氧量控制，即使在夏季，省煤器出口烟气温度也不会高于2013以前的水平。
GB13223—2011《火电厂大气污染排放标准》要求，2014年7月1日后所有燃煤锅
炉氮氧化物排放须不超过100mg／m3。
为达到这一排放指标，电厂不仅使用了炉内低氮燃烧器，还完成了SCR脱硝改造。
通常SCR装置的最佳反应温度范围为320～400℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化（该电厂催化剂温度范围为314～400℃）。
通常按照锅炉的正常负荷设计省煤器出口烟温，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足SCR装置投运的温度要求。
虽然可通过燃烧调整、燃煤掺烧以及降低催化剂的喷氨温度等措施，来降低各个负荷段的NOx 的排放，但是仍然不能满足要求。
随着NOx排放要求的进一步严格执行，低负荷时无法投运SCR将不能适应国家及地方污染排放标准的要求。
对此，必须对锅炉进行相应改造，以解决这一问题。
3脱硝全负荷投运改造方案
当前全工况脱硝技术主要有：省煤器分级布置、省煤器烟气旁路、省煤器再循环等几种。
综合各脱硝技术的特点，结合电厂的实际情况，主要有如下几种适合该电厂进行全工况脱硝改造的方案。
3.1方案一：省煤器简单水旁路
该方案通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水旁路直接引至下降管中，减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器从烟气中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的，如图3所示。
图3省煤器简单水旁路的原理图
针对本项目的锅炉受热面的布置情况，通过热力计算得到方案一的改造效果，见表3。
表3省煤器简单水旁路方案计算结果
从表3可以看出，相比改造前，在220MW负荷时，省煤器出口烟温增加了9℃，排烟温度增加了2℃，改造后省煤器出口烟温有一定程度的增加，但是对于排烟温度影响比较小。
方案一的改造范围：需要设置管道旁路，包括冷热水混合器、调节阀、截止阀、止回阀、新增原给水管道至下降管之间的给水管道、管道支吊架、其他疏水设置等。
3.2方案二：省煤器再循环
该方案是在方案一省煤器简单水旁路的基础上进一步发展的方案。
第一部分同样通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水直接引至省煤器出口集箱，减少流经省煤器的给水量，从而减小省煤器从烟气中吸热量。
第二部分采用热水再循环系统将省煤器出口的热水再循环引至省煤器进口，提高省煤器进口的水温，进一步降低省煤器的吸热量，提高省煤器出口的烟气温度，如图4所示。
改造后热力计算结果见表4。
图4省煤器再循环原理图
表4省煤器再循环方案计算结果项目
相比改造前，在220MW负荷时省煤器出口烟温增加了52℃，排烟温度增加了16.1℃，改造后省煤器出口烟温和排烟温度有较大程度的增加。
方案二需要改造的范围：在方案一的基础上，增加了一套省煤器再循环系统，包括再循环泵、压力容器罐、冷热水混合器、调节阀、截止阀、止回阀，以及相应的疏水系统。
低负荷下，该类锅炉水冷壁存在的问题为下炉膛螺旋管圈易超温。
超温的主要原因为低负荷下给水量少，螺旋管圈流量分配困难，从而导致螺旋管流量偏差较大。
采用热水再循环方案，稳定运行状态下，安全性是提高的。
考虑到直流炉的特性，需要关注的核心问题为变负荷动态运行下，热水循环泵流量和给水至下降管旁路流量的控制匹配问题。
该问题需要从水循环系统设计及逻辑控制方面来解决，结合锅炉本身特性进行有针对性的控制函数修改，可以保证机组安全稳定的运行。
3.3方案三：省煤器分级设置
方案三是部分拆除原有的靠近烟气下游的省煤器受热面，在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。
给水直接引至位于SCR反应器后的省煤器，然后通过连接管道再引至位于SCR反应器前的省煤器。
此方案减少了SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR入口烟气温度的目的，如图5所示。
图5省煤器分级设置原理图
若要实现220～600MW全负荷能投入脱硝，根据锅炉热力计算得到，需分级设置6659m2省煤器受热面积。
热力计算结果见表5至表7。
表5掺烧石炭煤时省煤器分级设置热力计算结果
注：改造后，SCR前省煤器减少受热面积和SCR后省煤器增加受热面积均为6659m2，下同。
表6负荷600MW时燃用校核煤种时省煤器分级设置热力计算表
表7负荷600MW时燃用神府东胜煤混煤时省煤器分级设置热力计算结果
方案三的改造范围：包括锅炉后烟井的拆装、原省煤器的部分受热面的拆除、剩余省煤器与集箱的重新连接与恢复、SCR反应器下方的烟道打开与恢复、新增部分省煤器的安装与支吊、SCR基础钢架的校核与加固、给水管道的安装与支吊、SCR反应器的仪控和测点的移位、吹灰器的增加、平台扶梯的增加等。
3.4三种方案投资成本及锅炉经济性对比表8为上述3种方案投资成本及锅炉经济性对比分析。
针对该电厂的煤种范围，从方案的烟气调节效果、方案的实施难度以及方案的稳定性和经济性上看，可采用方案三，即省煤器分级设置的改造方案。
表8三种方案的投资成本及锅炉经济性对比
4改造效果分析
4.1省煤器分级改造后对SCR入口烟温影响
为了验证该电厂省煤器分级改造效果，对3号锅炉进行了改造后试验。
表9为改造后SCR脱硝系统入口温度变化。
从表9可以得出，在进行省煤器分级改造后，在机组600MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为378℃和380℃，满足“脱硝入口烟温不高于400℃”的性能保证值的要求。
在机组250MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为311℃和313℃，满足“脱硝入口烟温不低于309℃”的性能保证值的要求（改造后对SCR入口NOx质量浓度进行了调节，适当降低了最低温度）。
通过省煤器分级改造后，脱硝系统达到了全负荷投运的要求。
表9改造后3号锅炉主要参数
注：SCR入口烟温的保证值为大于310℃但不大于400℃；空气预热器入口烟温的保证值为不大于改造前试验值；SCR出口NOx质量浓度的保证值为50mg／m3。
4.2省煤器分级改造后对锅炉效率影响
表10为各试验工况下锅炉效率。
在600MW负荷工况和250MW负荷工况下，修正后的锅炉效率分别为94.31％和94.00％，满足“锅炉效率不小于93.9％”的性能保证值。
表10各试验工况的锅炉效率
5结论
针对某600MW燃煤火电厂SCR脱硝系统低负荷无法投运的现状，进行了省煤器分级改造，并取得了较好的结果。
主要结论如下：
a）在进行省煤器分级改造后，在机组600MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为378℃和380℃，满足“脱硝入口烟温不高于400℃”的性能保证值的要求；
b）在机组250MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为311℃和313℃，满足“脱硝入口烟温不低于309℃”的性能保证值的要求；61广东电力第29卷
c）在600MW负荷工况和250MW负荷工况下，修正后的锅炉效率分别为94畅31％和94畅00％，满足“锅炉效率不小于93畅9％”的性能保证值；
d）通过省煤器分级改造后，实现了脱硝系统全负荷投运，满足了环保排放的要求。
本文的600MW燃煤电厂SCR脱硝系统全负荷投运改造技术研究成果，为国内同类型机组开展SCR脱硝系统全负荷投运改造，提供了一定的参考借鉴，具有较好的学术价值和工程应用价值。