某300MW机组20%TRL工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨

　第３期 收稿日期：２０１８－１１－０８

作者简介：杨　坤（１９８４—），男，工程师，从事电力环保咨询服务工作。

某３００ＭＷ机组２０％ＴＲＬ工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨

杨　坤１，申伟伟２，王　羽１

（１．北京国电智通节能环保科技有限公司，北京　１０００５３；２．国家电投集团中电神头发电有限责任公司，山西朔州　０３６０１１）

摘要：为应对全国范围内可再生能源消纳，部分区域负荷波动大，机组调节困难等问题。进行灵活性改造，提高机组深度调峰能力的燃

煤电站在市场中更具备竞争力。改造过程中，由于低负荷造成的氮氧化物排放超标属于重点和难点。本文通过２０％ＴＲＬ工况下改造方案，探讨改造可能产生的问题，并提出解决方案。关键词：脱硝系统；灵活性改造；３００ＭＷ机组中图分类号：Ｘ７８４ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００８－０２１Ｘ（２０１９）０３－００８３－０２

随着电网容量的增加和用电结构的变化，电网峰谷负荷差值逐渐增大，对调峰电源的需求也逐渐升高。大容量机组在我国各大电网占有的比例越来越大，因而大容量机组参与调峰运行已成必然趋势。提高火电机组的灵活性，为国内清洁能源让路，在保证电网稳定运行的前提下，燃煤机组要求锅炉在机组≤３

０％额定负荷条件下能够稳定运行，同时降低锅炉出口ＮＯＸ的排放值。提高电厂锅炉投运稳定灵活性，实现深度调峰（低负荷运行），快速启停，爬坡能力加强。火力发电厂“超低负荷

灵活性稳定运行”改造工作势在必行［１－３］

。

本文所分析机组是哈尔滨锅炉厂有限公司设计制造的配３００ＭＷ汽轮发电机组的亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料为褐煤。本文以２０％ＴＲＬ目标进行脱硝系统改造方案的分析和探讨。

１　宽负荷脱硝改造方案

２０％ＴＲＬ试验期间，ＳＣＲ入口烟温在２９２℃，故需要考虑对

ＳＣＲ系统进行全负荷脱硝研究。通常ＳＣＲ装置的最佳反应温

度范围为３

００～４００℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化，通常按照锅炉正常负荷的省煤器出口烟温设计，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求。宽负荷脱硝技术一般分为两类：（

１）催化剂改造为低温催化剂，使得催化剂能够满足低负荷时烟气温度的运行要求；（２）提高进入ＳＣＲ烟气的温度，控制机组

在任意负荷下反应器中烟气温度均在３

００～４００℃之间。目前低温催化剂仅存在于实验室阶段，本本主要讨论提高ＳＣＲ入口烟气温度的方法，采取的改造方案主要有以下几种：（ａ）简单水旁路方案；（ｂ）省煤器热水再循环；（ｃ）烟气旁路方案。

１．１　简单水旁路

该方案是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，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。

方案的改造范围：

需要设置的管道旁路包括：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。

１．２　省煤器流量置换方案

该方案是在省煤器简单水旁路的基础之上进一步发展的

方案。第一部分也是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路直接引至下降管中，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。第二部分再通过热水再循环系统将省煤器出口的热水再循环（增加泵）引至省煤器进口，提高省煤器进口的水温，降低省煤器的吸热量，提高省煤器出口的烟气温度。

方案需要改造的范围：

方案在冷热水混合器，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，其他疏水设置等的基础之上，增加了一套省煤器再循环系统，包括：再循环泵，压力容器罐，调节阀，截止阀，止回阀，以及相应的疏水系统。

１．３　烟气旁路方案

本方案是通过设置一个烟气旁路将高温烟气直接引入ＳＣＲ入口处与省煤器出口的低温烟气混合，提高ＳＣＲ入口烟温的方案。该方案设置简单，该方案一般用于双烟道以及有施工条件的机组。

方案改造范围：

包括锅炉增加的旁路烟道，原烟道的拆除，关断阀、膨胀节

调节挡板、支吊Ｓ

ＣＲ基础钢架的校核与加固，增加吹灰器，平台扶梯等。

该方案通过在转向室的两侧的烟道上开孔，抽走一部分烟

气引至Ｓ

ＣＲ入口烟道处，在低负荷下，通过抽取较高温度的烟气与省煤器出口过来的烟气混合，使低负荷下ＳＣＲ入口处的烟气温度提高。烟气旁路方案会使再热汽温有所降低。烟气从烟气转向室处旁路方案从转向室抽取烟气的原因是此处烟温较高以及抽取的烟气量比较合适，通过计算得出，从转向室需

要抽取１

０％左右烟气，若从尾部竖井烟道的其他位置抽取，所需的烟气量较大，通过阻力平衡以及挡板很难调节所要的烟气量通过旁路，从而达不到效果，另外，从更高烟温处抽取烟气，一方面会影响高温受热面吸热，另一方面烟气混合不均时的影响更大，因此一般选择在转向室处。

２　各方案评价

２．１　省煤器简单水旁路方案

改造效果上：本方案高低负荷下可以提高ＳＣＲ入口烟温１０℃左右，改造后在７５％ＴＲＬ负荷以上可以维持ＳＣＲ入口烟温在３１５℃以上，在５０％ＴＲＬ负荷可以提高ＳＣＲ入口烟温１０℃，根据目前电厂省煤器出口烟温来看，在２０％ＴＲＬ下，烟气温度

勉强达到３

００℃。安全可靠性上：通过旁路省煤器的给水，可以提高省煤器出口烟温１０℃左右，此时，省煤器悬吊管的温度仍然有一定的过冷度，完全可以保证省煤器的安全。即在保证省煤器悬吊管温度有过冷度的前提下，低负荷下可以提高省煤器出口烟温１０℃左右。

工程投资及复杂性：工程投资小，系统简单，安全可靠。总投资在３００万左右。应用调研情况：

目前国内采用简单水旁路方案改造成功的业绩较少，如国电投平圩电厂，浙能绍兴热电等。实炉试验的效果与计算值基

·

３８·杨　坤，等：某３００ＭＷ机组２０％ＴＲＬ工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨

宽负荷脱硝技术探讨

宽负荷脱硝技术探讨 摘要:电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行,介绍了现有得宽负荷脱硝技术,论述了各自得原理及优缺点,给出了宽负荷脱硝改造得技术方案选取建议。 关键词:电站锅炉;超低排放;宽负荷脱硝;省煤器分级 DOI:10、1６64０／j。ｃnki。３7-1222/ｔ、2016。09。054 1 引言 以煤为主得能源结构并且通过直接燃烧得方式加以利 用就是造成我国大气污染得主要原因之一。因此,为了保障空气质量,必须采用先进得污染物治理技术并执行更为严格得排放标准。《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》中明确要求,燃煤机组必须确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求,其中,氮氧化物(以NO2计)排放浓度不高于5０mg/Ｎm３。在关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题得通知(发改价格［2015］2835号)中明确规定,对验收合格并符合超低排放要求得燃煤发电企业给予适当得上网电价支持,加价电量与实现超低排放得时间比率挂钩,其中,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准得,即视为该时段不符合超低排放标准、综上,国家就是从排放标准及鼓励政策两方面来引导全负荷脱硝得实现[1-2]。 目前应用较为广泛得烟气脱硝技术为选择性催化还原法

(SCR)。为满足SCR催化剂得温度窗口,设计时一般要求SCR 入口烟气温度高于320℃。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,部分锅炉运行在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,实现最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 宽负荷脱硝技术主要分为低温催化剂与锅炉侧改造。低温催化剂主要就是通过拓宽脱硝催化剂温度窗口,使其能够在低负荷烟温条件下保证脱硝效率、然而,燃煤电站锅炉低温S ＣR催化剂技术目前暂无工程应用、锅炉侧改造主要就是通过对锅炉烟风、汽水系统(含省煤器)进行改造,以提高锅炉低负荷时SCR入口烟温,实现正常脱硝。其中,锅炉侧改造得主要技术有:省煤器旁路(烟气或水旁路)、省煤器分隔、给水加热、省煤器分级等,且均有工程应用［4,5］、 2.1省煤器旁路 省煤器旁路就是在省煤器烟气或给水侧设置旁路,用于减少低负荷时省煤器得吸热量,提高SCＲ入口烟温。 ２、１。1省煤器烟气旁路 低负荷时,将省煤器入口得部分高温烟气经旁路直接引入省煤器出口烟道,提高SCR入口烟温。该技术得优点就是系统

锅炉脱硝方案(20181213)

合川盐化公司锅炉烟气脱硝方案 1. 设计条件 1.1 项目概况 现有82t/h循环流化床锅炉，目前锅炉NOx排放浓度约为≦400mg/Nm3，为节能减排，现对该机组进行脱硝改造，将NOx排放浓度降低到＜100mg/Nm3。 本方案为82t/h循环流化床锅炉SNCR烟气脱硝技术方案。本方案对SNCR系统的工艺流程，电气及控制方案，平面布置、设备配置、运行费用等内容都进行简要介绍。 1.2 工程地点 公司热电厂房锅炉旁区域。 1.3 设计原则 本项目的主要设计原则： （1）脱硝技术采用SNCR工艺。 （2）还原剂采用尿素水解方案。 （3）控制系统使用PLC单独控制。

（4）SNCR入口NOx浓度为≦400mg/Nm3，SNCR出口NOx浓度≦100mg/Nm3，脱硝效率75/90%。 （5）SNCR工艺NH3逃逸量≤6ppm。 1.4 设计条件 1.4.1锅炉烟气参数 1.4.2 设备安装条件：主厂房室外安装； 1)还原剂：以尿素水解为10%浓度的氨水和高分子剂作为SNCR 烟气脱硝系统的还原剂； 2)主燃料：煤； 3)运行方式：每天24小时连续运行； 4)年累计工作时间：不小于7200小时；

2.还原剂、工艺水、电源及压缩空气参数 2.1还原剂 本方案采用10%浓度的尿素溶液。 2.2工艺水 作为尿素稀释剂的水应是具有除盐水质量的软化水，并且满足下列条件，详见下表。 2.3电源 用于脱硝系统的电源，为AC 380V和AC 220±2%V、50±0.2Hz、波形失真率<5%的电源至设计界区。

2.4压缩空气 雾化使用的压缩空气由空压站提供至锅炉附近，应满足如下要求： 3. 技术要求 3.1 工程范围 3.1.1 设计范围 本次烟气脱硝系统设计范围是SNCR系统内的所有设备、管道、电控设备等全部内容。系统所需的还原剂、水、冷却空气和电源等由业主方输送至本次脱硝系统内。 3.1.2 供货范围 本项目工程范围为EPC交钥匙工程，包括一台机组SNCR脱硝系统的设计、设备供货、土建工程、安装、系统调试和试运行、配合考核验收、培训等。

火电机组宽负荷脱硝改造研究

火电机组宽负荷脱硝改造研究 摘要：国内绝大部分火电机组已完成了或正在实施超低排放改造，但是在启停 机及负荷低于50%BMCR工况运行期间，因烟温低于SCR装置最佳反应温度的下 限值，在此期间需解列脱硝系统，造成氮氧化物排放超标。本文对实施火电机组 宽负荷脱硝改造的必要性及可行性进行了研究。 关键词：火电机组；宽负荷；脱硝 一、前言 党的十八大以来，党中央把生态文明建设作为统筹推进“五位一体”总体布局 和协调推进“四个全面”战略布局的重要内容，我国成为全球生态文明建设的重要 参与者、贡献者、引领者，美丽中国建设迈出了重要步伐。 为有效控制火电厂大气污染物排放，我国采取了发展清洁发电技术，降低发 电煤耗，淘汰落后产能，强化节能减排，关停小火电机组，推进电力工业结构调 整等一系列重要措施，并取得了显著成效。目前，绝大部分火电机组已完成了或 正在实施超低排放改造，改造后在正常运行中氮氧化物的排放浓度小于50毫克/ 立方米。但是，国内绝大部分火电机组采用的是选择性催化还原法（SCR）脱硝 技术，通常SCR装置的最佳反应温度范围为320℃~420℃，在启停机及低负荷运 行期间，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求，因此，在此期间需解列脱硝系统，造成氮氧化物排放超标。 为促进新能源消纳，国家大力推动火电机组实施深度调峰改造，随着资源系 统转型发展，煤电的未来发展将从单纯保障电量供应，向更好地保障电力供应、 提供辅助服务并重转变，为清洁能源发展腾空间、搞服务，尤其是新能源富集区，火电机组在30%~50%负荷区间运行将成为新常态，在此工况下，尾部烟道的烟温 将大幅降低，存在不满足SCR装置对温度的要求，NOX排放超标的可能，因此， 实施宽负荷脱硝改造是必要的。 二、实施方案 经对某660MW电厂的实际运行情况进行调研，在机组并网初期，SCR入口温度~274℃，在50% BMCR工况时SCR入口温度~311℃，因为煤质变化等原因，在300MW负荷时SCR入口温度有时会低到296℃，上述温度远低于SCR最低温度要求。 全负荷脱硝技术一般分为两类： （1）催化剂改造为低温催化剂； （2）提高进入SCR装置的烟气温度。 从现有的技术及实际情况看，该电厂只能采用提高进入SCR装置烟气温度 （需要至少提高40℃）的方案予以改造，现有以下三种可行方案：方案一：烟气旁路改造； 方案二：省煤器分级改造； 方案三：烟道补燃改造。 下面对三种方案的可行性分别进行分析。 1、烟气旁路改造 烟气旁路改造原理比较简单，即从锅炉尾部烟道后包墙水平低温过热器入口 抽取高温烟气在SCR入口烟道处与省煤器与水平低再出口的低温烟气进行混合， 提高低负荷时SCR入口的烟气温度，旁路烟道上需要加装非金属膨胀节、调节挡

燃油燃气锅炉烟气脱硝

燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案研究报告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月

燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。 1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过 1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，

浅析火电厂锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装施工方案

浅析火电厂锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装施工方案 发表时间：2019-08-05T09:03:18.937Z 来源：《防护工程》2019年9期作者：蒋永军 [导读] 本文论述了具有紧身封闭的常规60万千瓦火电机组锅炉采用在锅炉后部炉右侧（或左侧）57米高程以上紧身封闭位置开一吊装孔做吊装运输通道，通过设置在锅炉右侧（或左侧）紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊实现安装设备的水平垂直运输和吊装的施工方案。 中国电建集团四川工程有限公司四川成都 610000 摘要：本文论述了具有紧身封闭的常规60万千瓦火电机组锅炉采用在锅炉后部炉右侧（或左侧）57米高程以上紧身封闭位置开一吊装孔做吊装运输通道，通过设置在锅炉右侧（或左侧）紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊实现安装设备的水平垂直运输和吊装的施工方案。同采用大型吊车配合5吨卷扬机实现水平垂直运输和吊装的施工方案比较，具有很高的实用性、科学性和经济性，对于指导各等级的火电机组锅炉宽负荷脱硝改造工程施工具有重要的参考价值。 关键词：锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装方案 绪论 具有紧身封闭的常规60万千瓦火电机组锅炉在锅炉炉后部水平烟道上方在41米层到70米层范围内进行宽负荷脱硝改造工程施工所采取的非常规运输吊装施工方案，即在锅炉后部炉右侧（或左侧）57米高程以上紧身封闭位置开一吊装孔做吊装运输通道，通过设置在锅炉右侧（或左侧）紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊实现安装设备的水平垂直运输和吊装施工，吊装方案科学实用性强，工期缩短明显，经济性得到充分体现。 1.吊装施工内容及施工工期要求 锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装施工内容主要是把锅炉旁路烟道设备及金属构件和烟道加固钢结构从地面0米层通过起重设备运输吊装到锅炉炉后部41米层到70米层范围内进行安装。 施工工期从开始做安装准备工作到安装完全部设备、烟道及保温、钢结构及防腐以及电仪部分，具备机组试运行条件，施工工期日历天数90天。 2.吊装施工环境分析 需要吊装的烟道设备及金属构件分段单件重量为3吨，单件几何尺寸为6米（长）*6米（宽）*2米（高），由于锅炉房四周均紧身封闭，电厂炉顶吊起吊重量为2吨，其正对的吊物孔尺寸为3米*3米，如果选择炉顶吊来进行吊装，不能实现整体单件设备或构件从锅炉室内0米地面吊到锅炉炉后41m层至70m层高度安装范围。如果选择通过锅炉紧身封闭开一吊装孔做吊装运输通道，采用150吨以上的大型吊车配合5吨卷扬机实现水平垂直运输和吊装的常规施工方案，工期就算两个月，机械费用成本太高，但如果采用通过紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊设施来实现安装设备、构件的水平垂直运输和吊装施工，机械费成本就大大降低，可行性和实用型更强，工期明显缩短。 3.吊装施工 3.1资源准备 安装施工用电从业主提供的锅炉57米层左、右两侧检修电源点引接。配备足够的具有特种作业证的吊装起重专业人员，准备容绳量为100米的5吨卷扬机1台，起吊高度10米的5吨电动葫芦单轨吊设施一套。 3.2五吨电动葫芦单轨吊设施安装 (1)首先拆除锅炉67米层炉后右侧（或左侧）紧靠平台处窗户下部外墙紧身封闭，在外墙支撑梁上安装提升机斜杠固定支架，然后将电动吊篮提升机固定于提升机斜杠上，利用电动吊篮提升机在锅炉房炉后右侧（或左侧）标高在57m至67m层外墙紧身封闭上拆除一个宽2.5m 高度10m的吊物孔洞，同时在正对的锅炉紧身封闭内侧，搭设脚手架，拆除锅炉紧身封闭内侧封闭板和保温等（详见外墙开孔示意图）。拆除时，所有彩色压型墙板及C型钢檩条均保护性拆除，待烟道及钢构件吊装完成后，外墙吊物孔原样恢复（详见外墙开孔示意图）。 (2)外墙紧身封闭吊物孔洞拆除后，在锅炉房炉后正对外墙紧身封闭吊物孔洞67m层平台下方安装一根单轨吊轨道梁（轨道梁型号为 I32a,），轨道梁总长度40米。并将轨道梁挑出外墙紧身封闭4米（有效使用距离3.5米）,在锅炉B50轴线钢梁上安装焊接一根长2.8米的 HM200*300*8*12钢立柱，拆除毗邻窗户玻璃，由立柱上端至单轨吊轨道工字钢挑出部分的顶端5.5米处用I28a钢梁连接固定，同时以该立柱为对称轴在其上端与67米层钢梁间安装连接一根I28a钢梁。轨道工字钢挑出2.75 米处设置一根斜梁与立柱HM200*300*8*12连接，并以立柱对称设置一根斜拉梁与单轨吊轨道工字钢上部焊接牢固。轨道工字钢挑出部分两斜梁采用I28a，水平方向用双拼槽钢[16a进行加固，确保挑出顶端垂直受力无晃动，满足吊装需要。单轨吊轨道挑出部分顶端下部顺轨道方向中轴线部位焊接一件400*250*25的吊耳，吊耳两侧分别设置两块δ12厚的加强板焊接加固，焊接完成后挂5T滑车。锅炉房炉后部分单轨吊运行轨道均与上部67米层钢梁牢固连接。单轨吊轨道安装完成后,在轨道上安装一台5T电动葫芦（详见上外墙开孔示意图及A向示意图）。 3.3地面卷扬机安装 在锅炉炉右（或左）紧身封闭外零米地面安装一台5T卷扬机，并固定牢固，卷扬机的钢丝绳通过5T滑车水平导向后再与锅炉57米层单轨吊顶端的5T滑车相连接，挂上带吊钩的动滑车用作钢构件及烟道构件起吊使用。

红豆热电有限公司75吨链条炉混合法脱硝工程初步方案

红豆热电有限公司 UG-75/3.82-M17锅炉混合法脱硝工程 初步方案 无锡华光新动力环保科技股份有限公司

目录 概述1 项目背景 (1) 主要设计原则 (2) 工程实施条件 (3) 厂区条件 (3) 主要工作参数 (3) 设计燃料 (3) 烟气脱硝技术方案 (5) SNCR技术 (5) SCR技术 (6) SNCR/SCR混合烟气脱硝技术 (8) 主要烟气脱硝技术的比较 (8) 本项目脱硝方案的选择 (9) 工程设想 (11) 系统概述 (11) 工艺装备 (12) 电气部分 (13) 系统控制 (14) 供货范围 (15) 占地情况 (16) 工程实施轮廓进度 (17) 投资费用 (18) 华光环保公司简介及业绩 (19) 公司简介 (19) 业绩情况 (19)

概述 项目背景 近年来，随着我国火电装机容量的急速增长，火电NOx排放量逐年增加，NOx已成为目前我国最主要的大气污染物之一。专家预测，随着我国对SOx排放控制的加强，NOx 对酸雨的影响将逐步赶上甚至超过SOx。 为控制锅炉尤其是电站锅炉NOx等大气污染物的排放，我国相继颁发了《中华人民共和国大气污染保护法》（2000年9月实施）、《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）等法律和标准，要求火电厂采取措施，控制NOx排放。 2011年7月，国家环境保护部等联合印发了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），与老标准相比，新标准对若干重要内容进行了修订，具体如下：——调整了大气污染物排放浓度限值； ——规定了现有火电锅炉达到更加严格的排放浓度限值的时限； ——取消了按燃煤挥发分执行不同氮氧化物排放浓度限值的规定； ——增设了燃气锅炉大气污染物排放浓度限值； ——增设了大气污染物特别排放限值等。 根据《火电厂大气污染排放标准》的要求，自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1.1规定的大气污染物排放限值（重点地区）。要求从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物排放标准为100mg/Nm3；从2014年7月1日开始，现有火电机组氮氧化物排放标准为100 mg/Nm3（采用W型火焰炉膛、现有循环流化床、以及2003年12月31日前建成投产或通过项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行200 mg/Nm3标准）。重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准则统一为100 mg/Nm3。

宽负荷脱硝技术探讨

宽负荷脱硝技术探讨 摘要：电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，介绍了现有的宽负荷脱硝技术，论述了各自的原理及优缺点，给出了宽负荷脱硝改造的技术方案选取建议。 关键词：电站锅炉，超低排放，宽负荷脱硝，省煤器分级 1 引言 以煤为主的能源结构并且通过直接燃烧的方式加以利用是造成我国大气污染的主要原因之一。因此，为了保障空气质量，必须采用先进的污染物治理技术控制燃煤机组的污染物排放总量，并执行更为严格的排放标准。在环保部于2011年7月发布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中，要求燃煤锅炉氮氧化物(以NO2计)排放浓度低于100mg/Nm3或200mg/Nm3。2014年9月，在发改委、环保部、能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》中，要求燃煤机组必须确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求，即大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值要求，其中，氮氧化物(以NO2计)排放浓度不高于50mg/Nm3。2015年12月，环保部、发改委、能源局再次联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求东部、中部和西部地区分别在2017年、2018年和2020年前基本完成超低排放改造。在发改委、环保部、能源局于2015年12月2日联合印发的关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知(发改价格[2015]2835号)中明确规定，对验收合格并符合超低排放要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，2016年1月1日以前、以后并网运行的实现超低排放的机组，对其统购上网电量加价1分/kW·h、0.5分/kW·h(含税)，且加价电量与实现超低排放的时间比率挂钩。此外，需要注意的是，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准。综上，国家是从排放标准及鼓励政策两方面来引导全负荷脱硝的实现[1-3]。 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，部分锅炉运行在50%负荷以下时，SCR入口烟温低于320温，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，实现最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 宽负荷脱硝技术主要分为低温催化剂和锅炉侧改造。低温催化剂主要是通过拓宽脱硝催化剂温度窗口，使其能够在低负荷烟温条件下保证脱硝效率。然而，燃煤电站锅炉低温SCR 催化剂技术目前暂无工程应用。锅炉侧改造主要是通过对锅炉烟风、汽水系统(含省煤器)

SCR燃气机组脱硝说明

燃气机组脱硝说明 按照目前的国内应用场景区分，燃气机组主要分以下四大类：天然气机组、沼气机组、煤层气机组及垃圾填埋气机组。我司就这几种应用场景给予贵司进行尾气脱硝去除NOx选型的以下建议参考： 1、天然气机组脱硝，目前国内的管道天然气甲烷占比94%以上，含硫量低于1PPM，气体成分和流量稳定，进入机组燃烧后产生的氮氧化合物排放稳定在500mg/m3左右，目前国内最严格的北京地标是75mg/m3，而上海地标是150mg/m3，脱硝效率目前要求是≥85%，即可满足现行主要法规。 2、沼气机组脱硝，沼气发电机组采用厌氧发酵工艺，甲烷含量在55-70%，不同沼气的其他成分较为复杂。对于发电机组尾气后处理最大的困难是发电机组前端的沼气脱硫工艺，含硫量过高会导致后端的SCR反应器中的催化剂中毒，脱硝效率急剧下降。传统的生物脱硫和传统的干-湿法脱硫，受制于天气气温，都无法将硫含量控制稳定和降低到天然气同等水平。我司过往的经验，同等功率1000kW的沼气机组脱硝反应器设计体积上要比1000kW 的天然气机组大一倍，成本更高。 3、煤层气机组，煤层气甲烷(CH4)含量一般大于96.5%，热值高。我们常用的SCR中温催化剂，最佳反应温度是280-450℃，超过这个温度就会脱硝效率降低，同时过高温度影响催化剂寿命。煤层气机组脱硝的难度在于发电机组的排温远高于普通机组，满载排气温度通常在550℃，最高可以到达600多。因此在承接该类型机组脱硝时，需采用价格高一点的高温催化剂，保证在高温情况下的脱硝效率。 4、垃圾填埋气机组，甲烷(CH4)含量在30 %～55 % 体积比的甲烷。因为使用工况的影响，类似于沼气机组脱硝，在脱硫方面无法处理的较为稳定和低数值，催化剂中毒比较普遍，寿命收到了极大影响。建议在承接类似项目时，无法承诺具体的质保期，或按照新发电机组质保期1年或1000小时执行。 同时，目前脱硝产品还属于定制阶段，不同项目的发动机不同，现场的布置条件不同，

锅炉脱硝改造工程技术要求

腾龙特种树脂（厦门）有限公司3×220 t/h锅炉烟气脱硝工程 技术要求 腾龙特种树脂（厦门）有限公司 2013年10月

一、概述 1.1项目概况 腾龙特种树脂（厦门）有限公司成立于2002年4月，已建成3台220 t/h循环流化床锅炉，一台100MW抽汽式汽轮发电机组。根据福建省及厦门市十二五期间对氮氧化物减排的整体部署和要求，拟对上述3台锅炉进行脱硝改造。 本脱硝工程采用EPC总承包方式建造，本工程包括烟气脱硝装置从设计开始到质保期结束为止所涉及到的所有工作，包括但不仅仅限于工程的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建（构）筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产，并能满足锅炉正常连续运行需要，通过环保部门验收合格后提供一年内设备易损易耗备件。 在签订总承包合同之后，发包方保留对本技术要求提出补充要求和修改权利，承包方应允诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由双方商定。 1.2 主要设备及参数 表1锅炉设计参数 表2

备注：以上表1、2中烟气参数数据供参考。 1.3 脱硝技术指标要求： 1.3.1 锅炉50%～100%BMCR负荷范围内，脱硝后NOx排放浓度：﹤200mg/Nm3； 1.3.2 氨逃逸量：﹤8mg/Nm3； 1.3.3 锅炉脱硝验收期间将按NOx初始浓度为480毫克/立方米进行排放达标核算验收；

1.3.4脱硝设施投运后锅炉热效率影响：﹤0.2%； 1.3.5 脱硝装置投运后烟气阻力增加﹤300Pa; 说明： 1)脱硝效率定义为 脱硝率=C1-C 2×100% C1 式中：C1——脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NO X含量(mg/Nm3)。 C2——脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NO X含量(mg/Nm3)。 2)氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度。 1.4 标准与规范 1.4.1 设计规范及要求 投标方提供规范、规程和标准为下列规范、规程和标准的最新版本，但不仅限于此： GB8978－1996 《污水综合排放标准》 GB50187－93 《工业企业总平面设计规范》 DL5028－93 《电力工程制图标准》 SDGJ34－83 《电力勘测设计制图统一规定：综合部分（试行）》 DL5000－2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL/T5121－2000 《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》 YB9070－92 《压力容器技术管理规定》 GBl50－98 《钢制压力容器》 DL5022－93 《火力发电厂土建结构设计技术规定》 GB4272-92 《设备及管道保温技术通则》

320MW机组宽负荷SCR脱硝技术的研究与应用

一一一一 第３３卷第２期电力科学与技术学报V o l ３３N o ２２０１８年６月J O U R N A LO FE I E C T R I CP O W E RS C I E N C EA N DT E C H N O L O G Y J u n ２０１８ 一３２０MW机组宽负荷S C R脱硝技术的 研究与应用 邓伟力１,文一聪２,陈冬林２,刘良华１,宋一健１,魏绵源２ (１．湖南大唐节能科技有限公司,湖南长沙４１０３２９;２．长沙理工大学能源与动力工程学院,湖南长沙４１０００４) 摘一要:为了提高锅炉机组低负荷工况脱硝反应器入口的烟气温度及改善S C R脱硝性能,提出在省煤器出口两侧加装烟气调节挡板以及增设省煤器烟气旁路的解决方案,对２种方案进行详细的技术比较分析,并在一台３２０MW燃煤锅炉机组省煤器出口两侧实施了加装烟气调节挡板的改造.现场试验测试表明,锅炉省煤器出口烟气调节挡板可有效地调节低负荷时通过省煤器的烟气流量,可在３５％~１００％B M C R负荷区间使脱硝反应器入口烟温控制在３０５~４１０?,有效解决了锅炉低负荷工况下因烟气温度较低引起的脱硝效率下降的技术难题. 关一键一词:宽负荷;S C R;脱硝温度;省煤器改造 中图分类号:X７０１;O６４３．３６一一一一文献标志码:A一一一一文章编号:１６７３Ｇ９１４０(２０１８)０２Ｇ０１７２Ｇ０５ R e s e a r c ha n d a p p l i c a t i o no fw i d e l o a dS C Rd e n i t r a t i o n t e c h n o l o g y i na３２０MW u n i t D E N G W e iＧl i１,W E N C o n g２,C H E N D o n gＧl i n２,L I U L i a n gＧh u a１,S O N GJ i a n１,W E IM i a nＧy u a n２ (１．H u n a nD a t a n g E n e r g y S a v i n g T e c h n o l o g y C o．L t d．,C h a n g s h a４１０３２９,C h i n a;２．C o l l e g e o fE n e r g y a n dP o w e rE n g i n e e r i n g, C h a n g s h aU n i v e r s i t y o f S c i e n c e&T e c h n o l o g y,C h a n g s h a４１０００４,C h i n a) A b s t r a c t:I no r d e r t o i n c r e a s e t h e f l u e g a s t e m p e r a t u r e a t t h e i n l e t o f d e n i t r i f i c a t i o n r e a c t o r a n d i m p r o v eS C Rd e n i t r aＧt i o n p e r f o r m a n c e,t w om e t h o d s a r e p r o p o s e d．I n o n e c a s e,a r e g u l a t i n g d a m p e r i s i n s t a l l e d a t b o t h s i d e s o f t h e e c o n oＧm i z e r．I n t h e o t h e r c a s e,a f l u e g a sb y p a s s i s i n s t a l l e do f t h e e c o n o m i z e r．T h e t e c h n i c c o m p a r i s o na n da n a l y s i s i s i nＧc l u d e d f o r t h o s e t w o s c h e m e s．F u r t h e r,a r e g u l a t i n g d a m p e r i s i n s t a l l e d i n a３２０MWc o a lＧf i r e db o i l e r u n i t e c o n o m i z e r t o a d j u s t t h e f l u e g a su n d e r l o wl o a d s．I t i s o b s e r v e d t h a t t h e f l u e g a s t e m p e r a t u r e i s３０５~４１０?a t t h e i n l e t o f d e n iＧt r i f i c a t i o n r e a c t o rw h e n t h e l o a d i n t e r v a l i s３５％~１００％ B M C R．I n t h e c i r c u m s t a n c e,t h e d e n i t r i f i c a t i o n e f f i c i e n c yＧd eＧc r e a s i n gp r o b l e mc a u s e db y l o wf l u e g a s t e m p e r a t u r e i s t e c h n i c a l l y a n de f f e c t i v e l y s o l v e do n t h e c o n d i t i o no f t h e l o w l o a d． K e y w o r d s:w i d e l o a d;S C R;d e n i t r a t i o n t e m p e r a t u r e;i m p r o v e m e n t o f e c o n o m i z e r 收稿日期:２０１７Ｇ０９Ｇ０１;修回日期:２０１７Ｇ０９Ｇ２３ 基金项目:湖南省教育厅科学研究基金重点资助项目(１０A００４); 清洁能源与智能电网２０１１协同创新中心 资助 通信作者:陈冬林(１９６３Ｇ),男,教授,主要从事高效洁净燃烧和污染物排放控制技术的研究;EＧm a i l:c h e n d l_０１＠１２６．c o m

脱硝改造工程施工方案

目录 一、编制依据 二、工程概述 三、工程组织机构 四、施工机具计划 五、施工现场布置 六、施工技术措施 七、施工进度计划及保证措施 八、工程质量保证措施 九、安全技术及文明施工保证措施

一、编制依据 1、相关施工图纸； 2、现行的结构规范标准和标准图集； 3、我公司有关施工经验； 4、项目现场实际情况； 二、工程概述 一、工程概述 1.工程名称：北京京丰燃气发电有限责任公司1号机组余热锅炉脱硝改造工程 2.建设地点：北京市丰台区京丰电厂。 3.抗震设防烈度：8度，设计基本地震加速度值0.2g。 4. 场地土类别：Ⅱ类，环境类别：二类B 5. 建筑高度：8.2m. 6.基础部分为钢筋混凝土结构，上部主体部分为单层轻型门式钢结构。 三、工程组织机构 根据本工程的特点，特成立一个相对稳定的专业施工队用于本工程的施工，确保工程顺利施工，专业施工队设施工队队长、施工技术员、质检员、材料员、安全员；下设木工班、钢筋班、砼班、电焊工班、水电工班。具体组织机构图如下: 施工组织机构图 四、施工机具计划 根据本工程的特点，为满足工程施工要求，加快施工进度，特制定本工程项目施工机具计划，同时必须加强对施工机具使用和维护保养工作，确保工程顺利施工，具体施工机具计划见附表。 机械设备表

五、施工现场布置 本工程项目地势平整开阔，且工程量不大，框架也较简单，生产设施基本都设在现场附近。钢筋、木模、埋铁等均利用原有临建布置加工好之后搬运到现场，砼由商品混凝土搅拌站站供应，用混凝土罐车拉至施工现场，施工用水用电已按施工总设计要求接至现场附近，施工时直接接至施工工作面。施工材料、钢结构组装采用汽车吊吊运。 六、施工技术措施 6.1、基础施工顺序 测量放样→土石方开挖→人工清基→基坑验槽→垫层→承台及水池底板（绑扎钢筋、模板安装、浇筑混凝土）→基础模板拆除→土方回填 6.1.1测量放样：根据平面控制线及高程控制点，以及相关资料设置控制点，放置开挖边线并实时测控开挖深度； 6.1.2基础开挖： 测量放样经复核无误后即可进行土方开挖。在开挖过程中，坑壁按1：0.67的坡度放坡，严禁出现亏坡或胀坡现象。 6.1.2.1施工机械设备的配置 根据施工技术的需要主要仪器配置表: ⑴实行操作制度，专机的专门操作人员必须经过培训和统一考试，必须持证上岗。 ⑵现场环境夜间施工安排好照明。 6.1.2.2 开挖方案的确定 （1）本工程基坑，采用人工辅助机械开挖，人工清理、平整基底，本工程土方开挖因设计要求，开挖深度为－2.5米，因工期要求，为保证开土方开挖和基础施工安全，本次开挖采用增加工作面和放坡作业进行土方开挖。因混凝土垫层、承台需支模浇筑、设临时排水沟等，增加作业面宽度根据规范要求为支模面外增宽500㎜，放坡系数为1：0.67。 （2）弃土方案：按指定地点，堆放在场地附近。 6.1.2.3 施工进度计划及保证措施 为保证工期的完成，机械必须实行无故障作业，进场的所有机械必须经过维修检查，确保运行状态良好。 6.1.2.4 测量放线 施工测量的准备工作 （1）、熟悉、校核施工图轴线尺寸、结构尺寸和各层各部位的标高变化及其相互间的关

燃气发电项目研究报告刚要完整版

燃气发电项目研究报告 刚要 HEN system office room 【HEN16H-HENS2AHENS8Q8-HENH1688】

燃气发电项目研究报告大纲 目录 前言概述 第一章热电负荷 电力需求预测及电力平衡 当地电力负荷预测 装机方案及区外受电安排 热负荷需求预测及市政未来规划 第二章天然气供应 天然气整体规划 天然气最大供应量 第三章国家及省市相关政策 气价政策 热价政策 电价政策 其他相关优惠政策 国内已运行项目情况 第四章经济技术分析 燃气机组概况 燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较 燃气-蒸汽联合循环供热机组配置方案及对比 经济效益分析 影响盈利的主要问题（投资风险预测） 天然气价格影响分析 电价影响分析 热价影响分析 燃机联合循环性能 第五章结论和建议 项目可行性

关注天然气价格供热亏损问题机组选型建议机组配置建议

前言概述 我国已经步入能源结构调整的新时期，以清洁能源建设利用为中心，优化能源机构，保障能源安全，保护生态环境，提高能源使用效率和效益，确保国民经济可持续发展。随着天然气开发利用程度的不断加大以及日益严格的环保保护要求，天然气综合利用项目以其高效率、低污染等诸多优势为国内外所亲睐，必将迎来一个高速发展时期。 近20年来最适用于燃用天然气的燃气轮机及其联合循环发电技术得到了快速发展。目前世界上最先进的单机燃气轮机的最大功率可达334MW(三菱M701G)，净效率最高达%（GE的PG9001H和三菱M701G），联合循环机组的最大功率可达972 MW (三菱MPCP2)，效率最高达60%(GE的S109H)。 燃气蒸汽联合循环机组具有功率大、热电效率高、厂用电率低、重量轻、尺寸小占地少、启停快调峰能力强、安装周期短、工程总投资少、可燃用多种燃料、污染排放低（无固体排放物和烟尘排放物，极低的二氧化硫排放）及少用水、自动化程度高、人员定编少等优点，逐渐在发电供热领域取得优势地位；单位造价可控制在3200元/千瓦，低于煤电机组的4000/千瓦。 在国际燃机技术上处于垄断地位的主要有四家，即美国GE、日本三菱、法国阿尔斯通、德国西门子。国内合作主要有GE-哈尔滨电气集团、SIEMENS-上海电气集团、MHI-东方电气集团、Alstom-北重集团。 截止2010年底我国燃气发电装机约2800万千瓦，占装机总量的3%，机型以9F 为主，占比93%，其次是9E。燃机的主要设备全部需要进口，购臵费较高，国内组装。 第一章热电负荷 电力需求预测及电力平衡（电网公司关于未来三年的电力需求预测以及电源点规划，河南省郑州市）待查 河南郑州市电网电力负荷预测 待查 河南郑州市电网装机方案及区外受电安排装机方案。 待查 退役计划：待查 区外受电：待查

全负荷脱销专题解读

哈锅 专题说明22：锅炉全负荷脱硝说明 哈锅为本项目提供的锅炉尾部竖井为双烟道布置，前烟道布置低温再热器、后烟道布置低温过热器及省煤器，双烟道出口布置有调温挡板调节汽温。考虑到锅炉运行工况在35%BMCR 工况到100%BMCR工况下脱硝装置可以安全投运，脱硝入口必须保证烟气温度在300-420℃之间，必须采取相应的措施提高低负荷下烟气温度在300℃以上；同时考虑到机组运行的经济性，根据现有的布置方案及尾部烟气温度分布情况，本工程主要采用省煤器分组布置提高低负荷下脱硝入口烟气温度，同时根据燃用煤种降低预热器入口烟气温度提高机组的经济效益。 省煤器分组布置方式是将尾部烟道中的部分省煤器移植到脱硝装置出口，提高了脱硝装置入口的烟气温度，保证脱硝装置在全负荷下均可运行，同时适当的降低预热器入口烟气温度，提高机组的经济性。 1）主要流程 按照省煤器分组进行布置，省煤器将被分为两组，即一级省煤器和二级省煤器。 一级省煤器：一级省煤器布置在脱硝出口，经给水管道引至一级省煤器入口集箱，通过蛇形管换热后被送往出口集箱，出口集箱的给水通过一级省煤器出口集箱引至二级省煤器进口集箱。 二级省煤器：二级省煤器布置尾部烟道竖井后烟道，低温过热器下方。二级省煤器流程与原布置流程相同，即省煤器蛇形管在尾部受热面后引至出口集箱，出口集箱通过连接管送至水冷壁分配集箱。 省煤器分级布置示意图如下： 省煤器分组布置

巴威 全负荷脱硝专题 本工程进入脱硝装置的烟温见下表。 无需分级布置省煤器。 由于保持催化剂活性的温度一般在300-420℃，因此本工程可以满足全负荷脱硝的要求。

东方锅炉 专题说明23：锅炉全负荷SCR脱硝运行的说明 本项目要求实现锅炉的全负荷（通常指稳燃负荷～满负荷）脱硝，要达到这个目标，需要根据燃用煤质、机组参数、催化剂运行温度来选择相应的保证措施。 1、SCR全负荷投运的一般措施 亚临界及以下机组，在高负荷时为了降低排烟温度，在低负荷时脱硝进口烟温往往满足不了要求，需要采取一些辅助技术措施来实现。 目前可采用的措施主要有以下4条： （1）省煤器烟气旁路：从两组省煤器之间的气室旁路部分烟气到SCR入口烟道。 （2）省煤器工质旁路：从下组省煤器进口集箱旁路部分工质至上组省煤器出口集箱。 （3）分级布置省煤器：采用分级省煤器布置方式，即一级省煤器布置在SCR烟气下游的布置形式。

某300MW机组20%TRL工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨

第３期 收稿日期：２０１８－１１－０８ 作者简介：杨　坤（１９８４—），男，工程师，从事电力环保咨询服务工作。 某３００ＭＷ机组２０％ＴＲＬ工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨 杨　坤１，申伟伟２，王　羽１ （１．北京国电智通节能环保科技有限公司，北京　１０００５３；２．国家电投集团中电神头发电有限责任公司，山西朔州　０３６０１１） 摘要：为应对全国范围内可再生能源消纳，部分区域负荷波动大，机组调节困难等问题。进行灵活性改造，提高机组深度调峰能力的燃 煤电站在市场中更具备竞争力。改造过程中，由于低负荷造成的氮氧化物排放超标属于重点和难点。本文通过２０％ＴＲＬ工况下改造方案，探讨改造可能产生的问题，并提出解决方案。关键词：脱硝系统；灵活性改造；３００ＭＷ机组中图分类号：Ｘ７８４ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００８－０２１Ｘ（２０１９）０３－００８３－０２ 随着电网容量的增加和用电结构的变化，电网峰谷负荷差值逐渐增大，对调峰电源的需求也逐渐升高。大容量机组在我国各大电网占有的比例越来越大，因而大容量机组参与调峰运行已成必然趋势。提高火电机组的灵活性，为国内清洁能源让路，在保证电网稳定运行的前提下，燃煤机组要求锅炉在机组≤３ ０％额定负荷条件下能够稳定运行，同时降低锅炉出口ＮＯＸ的排放值。提高电厂锅炉投运稳定灵活性，实现深度调峰（低负荷运行），快速启停，爬坡能力加强。火力发电厂“超低负荷 灵活性稳定运行”改造工作势在必行［１－３］ 。 本文所分析机组是哈尔滨锅炉厂有限公司设计制造的配３００ＭＷ汽轮发电机组的亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料为褐煤。本文以２０％ＴＲＬ目标进行脱硝系统改造方案的分析和探讨。 １　宽负荷脱硝改造方案 ２０％ＴＲＬ试验期间，ＳＣＲ入口烟温在２９２℃，故需要考虑对 ＳＣＲ系统进行全负荷脱硝研究。通常ＳＣＲ装置的最佳反应温 度范围为３ ００～４００℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化，通常按照锅炉正常负荷的省煤器出口烟温设计，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求。宽负荷脱硝技术一般分为两类：（ １）催化剂改造为低温催化剂，使得催化剂能够满足低负荷时烟气温度的运行要求；（２）提高进入ＳＣＲ烟气的温度，控制机组 在任意负荷下反应器中烟气温度均在３ ００～４００℃之间。目前低温催化剂仅存在于实验室阶段，本本主要讨论提高ＳＣＲ入口烟气温度的方法，采取的改造方案主要有以下几种：（ａ）简单水旁路方案；（ｂ）省煤器热水再循环；（ｃ）烟气旁路方案。 １．１　简单水旁路 该方案是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，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。 方案的改造范围： 需要设置的管道旁路包括：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。 １．２　省煤器流量置换方案 该方案是在省煤器简单水旁路的基础之上进一步发展的 方案。第一部分也是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路直接引至下降管中，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。第二部分再通过热水再循环系统将省煤器出口的热水再循环（增加泵）引至省煤器进口，提高省煤器进口的水温，降低省煤器的吸热量，提高省煤器出口的烟气温度。 方案需要改造的范围： 方案在冷热水混合器，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，其他疏水设置等的基础之上，增加了一套省煤器再循环系统，包括：再循环泵，压力容器罐，调节阀，截止阀，止回阀，以及相应的疏水系统。 １．３　烟气旁路方案 本方案是通过设置一个烟气旁路将高温烟气直接引入ＳＣＲ入口处与省煤器出口的低温烟气混合，提高ＳＣＲ入口烟温的方案。该方案设置简单，该方案一般用于双烟道以及有施工条件的机组。 方案改造范围： 包括锅炉增加的旁路烟道，原烟道的拆除，关断阀、膨胀节 调节挡板、支吊Ｓ ＣＲ基础钢架的校核与加固，增加吹灰器，平台扶梯等。 该方案通过在转向室的两侧的烟道上开孔，抽走一部分烟 气引至Ｓ ＣＲ入口烟道处，在低负荷下，通过抽取较高温度的烟气与省煤器出口过来的烟气混合，使低负荷下ＳＣＲ入口处的烟气温度提高。烟气旁路方案会使再热汽温有所降低。烟气从烟气转向室处旁路方案从转向室抽取烟气的原因是此处烟温较高以及抽取的烟气量比较合适，通过计算得出，从转向室需 要抽取１ ０％左右烟气，若从尾部竖井烟道的其他位置抽取，所需的烟气量较大，通过阻力平衡以及挡板很难调节所要的烟气量通过旁路，从而达不到效果，另外，从更高烟温处抽取烟气，一方面会影响高温受热面吸热，另一方面烟气混合不均时的影响更大，因此一般选择在转向室处。 ２　各方案评价 ２．１　省煤器简单水旁路方案 改造效果上：本方案高低负荷下可以提高ＳＣＲ入口烟温１０℃左右，改造后在７５％ＴＲＬ负荷以上可以维持ＳＣＲ入口烟温在３１５℃以上，在５０％ＴＲＬ负荷可以提高ＳＣＲ入口烟温１０℃，根据目前电厂省煤器出口烟温来看，在２０％ＴＲＬ下，烟气温度 勉强达到３ ００℃。安全可靠性上：通过旁路省煤器的给水，可以提高省煤器出口烟温１０℃左右，此时，省煤器悬吊管的温度仍然有一定的过冷度，完全可以保证省煤器的安全。即在保证省煤器悬吊管温度有过冷度的前提下，低负荷下可以提高省煤器出口烟温１０℃左右。 工程投资及复杂性：工程投资小，系统简单，安全可靠。总投资在３００万左右。应用调研情况： 目前国内采用简单水旁路方案改造成功的业绩较少，如国电投平圩电厂，浙能绍兴热电等。实炉试验的效果与计算值基 · ３８·杨　坤，等：某３００ＭＷ机组２０％ＴＲＬ工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨