摘要：本文结合工程实例，对660MW超临界火力发电机组锅炉脱硝全程投入技术进行研究，布置分级省煤器，探讨设备布置结构、方案、实施攻关等技术问题，分析了锅炉脱硝全程投入技术改造后实际应用效果。
关键词：脱硝全程投入；分级省煤器；布置结构；应用效果
1 情况简介
目前对于火力发电调峰机组而言，低负荷阶段由于烟气温度未达到SCR最低运行温度要求，有退出脱硝装置的现象，造成NOX排放的增加，加重环境污染。600MW等级调峰机组锅炉在30%~50%负荷时，SCR入口烟气温度多数都低于这个温度，而目前研制的催化剂，允许最低连续投运温度基本在290~315℃之间，造成脱硝装置无法正常投运，导致氮氧化物排放限值超标，削减了脱硝装置作用，因此，对于调峰机组锅炉进行低负荷脱硝改造，保证脱硝装置全程投运势在必行。
河北国华定州发电厂3、4号机组锅炉型号为SG—2150/25.4—M976型，该锅炉为超临界参数变压运行直流炉。由于该机组为调峰机组，深度调峰的最低负荷为40%额定负荷，需对3、4号机组进行脱硝全程投入研究及改造应用。
2 改造方案研究
火力发电燃煤机组锅炉脱硝全程投入技术主要通过提高进入脱硝设备的烟温，使烟温在催化反应的允许温度范围内，以保证脱硝装置全程连续投运。
2.1省煤器入口加装旁路烟道技术分析
改造范围及原理：在省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分烟气至SCR接口处，设置烟气挡板，增加部分钢结构，旁通烟道上需设置调节和关断的双挡板门。在低负荷时，通过抽取烟气加热省煤气出口过来的烟气，使低负荷时SCR入口处烟气温度达到脱硝反应窗口温度下限值以上。
优点：方案实施较为简单，投资比较低，在较低负荷下仍能满足脱硝运行的条件。
缺点：低负荷时中温烟气量大，旁路烟气量控制困难。烟气挡板门处易积灰，造成档板门操作困难。当旁路挡板打开时，会使得排烟温度升高10~20℃，影响机组经济性（热效率可能降低0.5~1%）。
2.2 省煤器给水旁路改造技术分析
改造范围及原理：在省煤器进口集箱前设置调节阀和连接管道，锅炉给水进入省煤器进口集箱前被分为两路，一路为主给水管路，介质流程同原锅炉汽水流程；一路为给水旁路，将部分直接引至省煤器悬吊管出口集箱或其引出管道，将部分给水短路，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。
优点：初期投资成本较低，实施简单。
缺点：低负荷时，旁路水量太大，省煤器介质易超过饱和温度，造成气蚀，威胁到机组的安全性。排烟温度升高 10～20℃，影响机组经济性（热效率可能降低 0.5～1%）。
2.3 省煤器分级改造技术分析
省煤器分级范围及原理：在进行热力计算的基础上，将原有省煤器部分（靠烟气下游部分拆除），在SCR反应器后空气预热器前增设一定的省煤器受热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口烟温在脱硝反应窗口温度下限值以上的目的，以保证SCR可以在最低稳然负荷以上所有负荷正常运行。
优点：能在不影响锅炉整体效率的情况下提高SCR入口烟温，无安全隐患。
缺点：对原锅炉本体结构改动较大，初期投资成本相对较高。
综上所述，在保证锅炉安全性和经济性的前提下，提高低负荷时省煤器出口烟气温度，保证脱硝装置正常运行，宜采用分级省煤器的改造技术。
3 改造方案实施
定州电厂于3、4号机组停机检修期间，对锅炉脱硝全程投入通过提高进入脱硝设备的烟温原理，采用省煤器分级布置方案。
根据热力计算总拆除的省煤器面积为原省煤器总面积的33%左右（原面积19300m2，切除面积6370m2）作为二级省煤器，在脱硝催化剂出口空预器入口空间布置一级省煤器。考虑布置空间，减少荷载量等因素，一级省煤器采用鳍片省煤器，使烟气温度降至原有水平，保证锅炉效率不受影响。锅炉给水先经过一级省煤器受热面加热，然后到二级省煤器的给水进口进行再加热。
图1 锅炉分级省煤器安装效果图
4 性能测试及经济性分析
4.1性能测试
定州电厂3、4号机组锅炉脱硝全程投入技术改造实施后，机组660MW负荷下，SCR入口的烟气温度为365.73℃，相对改造前温度提升35.97℃，机组260MW负荷下，SCR入口的烟气温度为322.46℃，相对改造前温度提升48.14℃。在100%～40%额定负荷时，SCR入口烟气温度在322.46～365.73℃之间，满足催化剂使用允许温度
论文作者:刘宝满
论文发表刊物:《电力设备》2017年第31期
论文发表时间:2018/4/13
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