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摘要：为解决平海电厂低负荷的脱硝投入问题，本文引述了三种方案。最终得出只有实行省煤器分级改造能够在保证平海电厂锅炉效率的基础上，满足平海电厂低负荷期间的脱硝投运。
关键词：低负荷 脱硝 省煤器分级改造 锅炉效率
一、背景
广东惠州平海发电厂有限公司（以下简称：平海电厂）一期2×1000MW超超临界燃煤机组#1、#2号锅炉是由上海锅炉厂有限公司设计制造的配1000MW机组超超临界Π型锅炉，型号为：SG-3093/27.46-M533。
为减少锅炉运行中污染物的排放，满足国家的环保要求，脱硝装置在锅炉运行的各负荷下均需要投运，以减少烟气中氮氧化物的排放量。为确保脱硝效率以及设备的安全运行，脱硝装置的投运对烟温有一定的要求，通常要求其进口烟温在320℃～420℃范围内。而锅炉设计为降低排烟温度，提高热效率，通常设置足够的省煤器受热面积，尽可能降低省煤器的出口烟温，尤其在低负荷下，因省煤器出口烟温较低，不能满足脱硝装置的投运要求。在此情况下，需要对锅炉尾部受热面进行改造，以提高SCR装置入口烟气温度，同时，保证满负荷运行时降，烟气温度不高于催化剂正常运行允许的温度上限值。
二、锅炉设备现状
本锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、双切圆燃烧方式、平衡通风、全钢架悬吊结构Π型露天布置、固态排渣。炉后尾部布置两台转子直径为Φ16370mm的三分仓容克式空气预热器。
炉膛宽度34290mm，炉膛深度15544.8mm，炉膛由膜式壁组成，从炉膛冷灰斗进口（标高7500mm）到标高53006mm处炉膛水冷壁四周采用螺旋管圈，管子规格为Φ38.1mm。在此上方为垂直管圈，管子规格为Φ38.1mm，螺旋管与垂直管的过渡采用中间混合集箱。
三、省煤器受热面改造方案
3.1改造方案的选择
根据平海电厂的实际情况，提高SCR入口处烟气温度，一共有三种方案供选择，即：设置旁路烟道、设置省煤器旁路和省煤器分级改造。下面对三种方案及其优缺点进行简单的介绍：
方案1：设置旁路烟道
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320℃以上。
优点：投资成本相对较低。
缺点：安全、稳定和可靠性较差。
如果烟气挡板的密封性能变差，可能在高负荷时有部分高温烟气从旁路烟道泄露，直接进入SCR装置，这是烟气温度将会出现高于催化剂最高允许温度的风险，对于催化剂来说，将带来致命的破坏；
此外，即使采用此方案性能稳定，可以满足要求，可能导致排烟温度升高10～20℃，影响机组经济性（热效率可能降低0.5～1%）。
最后，对电厂的运行控制方式带来一定的改变。对于长期不用旁路的情况不建议使用，对于长期启用旁路的电厂谨慎建议使用.
方案2：设置省煤器旁路
在省煤器进口集箱以前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至下降管，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。此方案在50%左右负荷，基本可行（旁路50%给水量，烟气温度基本可以达到320℃），但在更低负荷的时候，需要旁路的给水量太大，将会产生省煤器中介质超温现象，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。此外，本方案也会导致排烟温度升高10～30℃，影响机组经济性（热效率可能降低0.5～1.5%）。并且，对电厂的运行控制方式带来一定的改变。
对于电厂需要调节烟温温度较低（10℃以内）的情况可采取本方案。针对平海电厂的情况，需要提高烟温较多的，此方案的烟温不能满足低负荷时SCR的投运要求。因此，不建议采取本方案。
方案3：省煤器分级设置
改造范围及原理：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反应器后增设一定的省煤器热面。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反应器入口温度在320℃以上的目的，以保证SCR可以在最低稳燃负荷以上所有负荷正常运行。烟气通过SCR反应器脱氮之后，进一步通过SCR反应器后的省煤器来吸收烟气中的热量，以保证空气预热器进、出口烟温基本不变，也就是说，在保证SCR最低温然负荷以上所有负荷正常投运的同时，保证锅炉的热效率等性能指标不受影响。
优点：不改变过路整个热量分配和运行、调节方式，随负荷变动可调节范围大，排烟温度基本保持不变，锅炉运行经济性得到保证。
缺点：投资成本相对较高。
综上所述，从方案的烟气调节效果，方案的可行性，到方案的安全穩定性和经济性上看，并结合平海电厂实际情况，建议采用方案3：省煤器分级。
四. 结论
1）通过省煤器受热面的分级改造，既可满足脱硝设备对烟气温度的要求，又不会造成排烟温度上升、锅炉效率降低。改造后汽温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状。脱硝设备在各负荷下均能投运。
2）综合锅炉的结构和运行情况，考虑将原低温过热器置换省煤器部分的受热面割除，并在脱硝设备下部的烟道内设置省煤器受热面，缩口烟道内放置分级部分省煤器基本可行，增加部分载荷，通过SCR钢架加固处理可以解决。
3）在30%BMCR-BMCR负荷，改造后SCR入口处烟温在320℃-404℃，可以满足SCR设备投运的要求。
4）通过分级省煤器的改造，可以满足SCR设备30%BMCR以上负荷脱硝装置投运的要求，方案可行。
关键词：低负荷 脱硝 省煤器分级改造 锅炉效率
一、背景
广东惠州平海发电厂有限公司（以下简称：平海电厂）一期2×1000MW超超临界燃煤机组#1、#2号锅炉是由上海锅炉厂有限公司设计制造的配1000MW机组超超临界Π型锅炉，型号为：SG-3093/27.46-M533。
为减少锅炉运行中污染物的排放，满足国家的环保要求，脱硝装置在锅炉运行的各负荷下均需要投运，以减少烟气中氮氧化物的排放量。为确保脱硝效率以及设备的安全运行，脱硝装置的投运对烟温有一定的要求，通常要求其进口烟温在320℃～420℃范围内。而锅炉设计为降低排烟温度，提高热效率，通常设置足够的省煤器受热面积，尽可能降低省煤器的出口烟温，尤其在低负荷下，因省煤器出口烟温较低，不能满足脱硝装置的投运要求。在此情况下，需要对锅炉尾部受热面进行改造，以提高SCR装置入口烟气温度，同时，保证满负荷运行时降，烟气温度不高于催化剂正常运行允许的温度上限值。
二、锅炉设备现状
本锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、双切圆燃烧方式、平衡通风、全钢架悬吊结构Π型露天布置、固态排渣。炉后尾部布置两台转子直径为Φ16370mm的三分仓容克式空气预热器。
炉膛宽度34290mm，炉膛深度15544.8mm，炉膛由膜式壁组成，从炉膛冷灰斗进口（标高7500mm）到标高53006mm处炉膛水冷壁四周采用螺旋管圈，管子规格为Φ38.1mm。在此上方为垂直管圈，管子规格为Φ38.1mm，螺旋管与垂直管的过渡采用中间混合集箱。
三、省煤器受热面改造方案
3.1改造方案的选择
根据平海电厂的实际情况，提高SCR入口处烟气温度，一共有三种方案供选择，即：设置旁路烟道、设置省煤器旁路和省煤器分级改造。下面对三种方案及其优缺点进行简单的介绍：
方案1：设置旁路烟道
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320℃以上。
优点：投资成本相对较低。
缺点：安全、稳定和可靠性较差。
如果烟气挡板的密封性能变差，可能在高负荷时有部分高温烟气从旁路烟道泄露，直接进入SCR装置，这是烟气温度将会出现高于催化剂最高允许温度的风险，对于催化剂来说，将带来致命的破坏；
此外，即使采用此方案性能稳定，可以满足要求，可能导致排烟温度升高10～20℃，影响机组经济性（热效率可能降低0.5～1%）。
最后，对电厂的运行控制方式带来一定的改变。对于长期不用旁路的情况不建议使用，对于长期启用旁路的电厂谨慎建议使用.
方案2：设置省煤器旁路
在省煤器进口集箱以前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至下降管，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。此方案在50%左右负荷，基本可行（旁路50%给水量，烟气温度基本可以达到320℃），但在更低负荷的时候，需要旁路的给水量太大，将会产生省煤器中介质超温现象，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。此外，本方案也会导致排烟温度升高10～30℃，影响机组经济性（热效率可能降低0.5～1.5%）。并且，对电厂的运行控制方式带来一定的改变。
对于电厂需要调节烟温温度较低（10℃以内）的情况可采取本方案。针对平海电厂的情况，需要提高烟温较多的，此方案的烟温不能满足低负荷时SCR的投运要求。因此，不建议采取本方案。
方案3：省煤器分级设置
改造范围及原理：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反应器后增设一定的省煤器热面。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反应器入口温度在320℃以上的目的，以保证SCR可以在最低稳燃负荷以上所有负荷正常运行。烟气通过SCR反应器脱氮之后，进一步通过SCR反应器后的省煤器来吸收烟气中的热量，以保证空气预热器进、出口烟温基本不变，也就是说，在保证SCR最低温然负荷以上所有负荷正常投运的同时，保证锅炉的热效率等性能指标不受影响。
优点：不改变过路整个热量分配和运行、调节方式，随负荷变动可调节范围大，排烟温度基本保持不变，锅炉运行经济性得到保证。
缺点：投资成本相对较高。
综上所述，从方案的烟气调节效果，方案的可行性，到方案的安全穩定性和经济性上看，并结合平海电厂实际情况，建议采用方案3：省煤器分级。
四. 结论
1）通过省煤器受热面的分级改造，既可满足脱硝设备对烟气温度的要求，又不会造成排烟温度上升、锅炉效率降低。改造后汽温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状。脱硝设备在各负荷下均能投运。
2）综合锅炉的结构和运行情况，考虑将原低温过热器置换省煤器部分的受热面割除，并在脱硝设备下部的烟道内设置省煤器受热面，缩口烟道内放置分级部分省煤器基本可行，增加部分载荷，通过SCR钢架加固处理可以解决。
3）在30%BMCR-BMCR负荷，改造后SCR入口处烟温在320℃-404℃，可以满足SCR设备投运的要求。
4）通过分级省煤器的改造，可以满足SCR设备30%BMCR以上负荷脱硝装置投运的要求，方案可行。