引言安徽某电厂二期3#、4#机组是1 000 MW火电机组，锅炉采用东方锅炉厂的产品，于2015年6月投产，同步建设了SCR烟气脱硝装置，脱硝还原剂为尿素，采用热解法制取，稀释风（引自热一次风）利用电加热器加热。电加热器的额定功率为1 150 kW，使厂用电率增加了0.2%；电加热器运行可靠性低，3#炉热解系统自2015年5月投运以来，有两次较为严重的结晶堵塞现象，导致脱硝系统退出运行。按照国家发展改革委、环境保护部、能源局印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》（发改能源〔2014〕2093号）[1]要求，火力发电厂要根据实际设备情况，不断提高节能水平，降低供电煤耗。《火力发电厂节能设计规范》（GB/T 51106—2015）[2]提出，尿素绝热分解室的热源宜利用锅炉一次热风或二次热风，也可抽取锅炉高温炉烟预热空气。《电力节能技术监督导则》（DL/T 1052—2016）[3]提出，火力发电厂应贯彻执行国家的节约能源政策。尿素不属于危险产品，便于运输和储存，所以脱硝还原剂普遍选择尿素[4]。采用电加热方式作为稀释风热源的尿素热解系统，电加热器是耗能的重点。为了落实节能降耗要求，提高安全运行目标，计划对脱硝热解系统进行热源改造，分析改造项目的技术经济性。1项目概况安徽某电厂4#机组SCR烟气脱硝装置设计入口NOx浓度为300 mg/m3，脱硝还原剂采用尿素热解法制取，稀释风引自空气预热器出口热一次风，压力为9.8~12.0 kPa。利用电加热器将热一次风温度加热到约600 ℃，进入热解装置。电加热器额定功率为1 150 kW，分两级设置，第一级额定功率为650 kW，第二级额定功率为500 kW。机组额定负荷下，热一次风量约12 000 m3/h，温度由336 ℃加热至523 ℃，按电加热效率90%计算，加热器实际功率约1 072 kW。机组年运行时长取6 000 h，每年电加热器电耗约643.2万kWh，厂用电率约0.2%，运行能耗较高。热解系统设计出力裕量较小，曾出现尿素结晶堵管导致脱硝系统退出运行现象，存在因NOx排放浓度超限而机组被迫停运的风险。为了降低脱硝热解系统能耗，并提高脱硝系统运行的稳定可靠性，有必要对现有稀释风加热方式进行改造。4#机组配套东方锅炉厂生产的超超临界参数变压运行直流炉，锅炉采用一次中间再热、平衡通风、固态排渣、前后墙对冲燃烧方式。锅炉侧视图如图1所示。锅炉主要参数如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.013.F001图1锅炉侧视图10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.013.T001表1锅炉主要参数项目设计煤种校核煤种锅炉最大连续蒸发量/(t/h)2 910.122 910.12过热器出口蒸汽压力/MPa29.1529.15过热器出口蒸汽温度/℃605605再热器蒸汽流量/(t/h)2 374.632 374.63再热器进口蒸汽压力/MPa6.076.07再热器出口蒸汽压力/MPa5.875.87再热器进口蒸汽温度/℃362362再热器出口蒸汽温度/℃623623空预器出口烟气温度（修正后）/℃121117空预器入口烟气温度/℃362362空气预热器烟气压降/kPa1.151.27燃料消耗量/(t/h)373.8410.1工程设计煤种为补连塔煤，校核煤种为布尔台煤。煤质及灰分分析结果如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.013.T002表2煤质及灰分分析结果项目设计煤种校核煤种收到基低位发热量/(kJ/kg)21 74419 800哈氏可磨系数5564工业分析/%全水分20.017.5空气干燥基水分9.006.12收到基灰分10.015.1干燥无灰基挥发分35.0032.08元素分析/%收到基碳55.5055.58收到基氢3.503.03收到基氧9.607.29收到基氮0.800.61全硫0.600.89灰熔融性/℃变形温度1 1201 180软化温度1 1501 190半球温度1 1701 200流动温度1 1901 210灰分分析/%二氧化硅35.0954.29游离二氧化硅1.18三氧化二铝16.4519.23三氧化二铁14.8011.98氧化钙25.225.78氧化镁2.080.90二氧化钛0.661.25氧化钠0.661.80氧化钾0.662.51三氧化硫1.471.44二氧化锰—0.052尿素制氨方法尿素制氨主要有尿素热解及水解两种工艺，目前国内应用相对较多的为热解工艺。利用电加热器加热稀释风是国内尿素热解工艺常用技术，该技术对机组负荷变化的响应较快，但是需要采用大功率的电加热器，运行成本较高；如电加热器调温特性不佳或发生故障，可能导致脱硝停止喷氨而退出，NOx排放超标。随着节能技术发展及国家降耗要求，部分电厂对脱硝热解系统热源进行了改造，利用高温烟气换热器加热稀释风，节能效果良好。高温烟气经换热器与稀释风逆流换热，可以完全替代电加热器，且具有换热器切断、转换、烟气量调节及与其相对应的温度、流量和压力的监控等功能[5]。2013年10月，安徽华能某电厂2号机组(600 MW)首次完成了高温烟气换热器替代电加热器的改造。该改造工程利用高再前、低再后烟气，在炉外经高温烟气换热器与热一次风换热，将一次热风由280 ℃加热至450 ℃，有效降低了厂用电指标，达到节能降耗的目的，同时系统运行稳定，投运至今无烟气换热器引起的事故发生，换热效率未出现衰减迹象。项目制氨工艺若改为水解方式，改造工作量大，尿素车间至SCR区的尿素管道均需进行改造，同时对运行方式改变较多。因此，本项目不考虑尿素制氨工艺的变更，仅对热解技术进行分析[6]。2.1热解技术介绍目前，尿素热解制氨工艺主要包括美国燃料公司的Noxout Rltra燃烧加热技术和奥地利Envigry公司的高温空气加热技术[7]。典型尿素热解制氨工艺如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.013.F002图2典型尿素热解制氨工艺尿素热解制氨工艺过程的化学反应方程式[8]为：CO(NH2)2→NH3+HNCO(1)HNCO+H2O→NH3+CO2 (2)式(2)反应需要催化剂。但一般情况下，热解炉内未设置催化剂。热解室内只有式(1)反应，SCR反应器进行式(2)反应。热解反应所需热量不能随着锅炉所需的氨量降低而降低。稀释风加热方式如下：（1）燃油/燃气燃烧加热。燃油/燃气燃烧加热是指稀释风先进入加热器，通过燃用天然气或轻柴油等燃料加热稀释风到工艺温度，进入热解炉将尿素溶液分解，产生氨气。加热系统比较简单，但燃料成本较高，导致运行成本较高。北京某电厂670 t/h燃煤机组脱硝尿素热解稀释风通过燃用轻柴油加热，稀释风首先通过暖风器被加热到145 ℃，再利用轻柴油燃烧进一步被加热至350~600 ℃。4台机组每年柴油消耗量约1 800 t。（2）电加热。电加热方式在尿素热解制氨工艺中应用较多[9]。热解稀释风一般利用空预器出口热一次风，通过电加热将风温从300 ℃左右提升至约600 ℃。尿素热解稀释风电加热工艺流程如图3所示。加热器功率较大，电耗量大，运行成本较高。典型机组电加热器实际加热功率如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.013.F003图3尿素热解稀释风电加热工艺流程10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.013.T003表3典型机组电加热器实际加热功率容量等级/MW设计尿素耗量/(kg/h)设计尿素浓度/%稀释风量/(m3/h)设计电功率/kW运行电功率/kW300255506 000570470600450508 0009007301 000830509 0001 200900（3）高温烟气加热。利用高温烟气加热稀释风为近年逐渐兴起的加热技术，该方案需设置高温烟气换热器，分为内置式与外置式两种方式[10]。内置式烟气加热器将加热器安装在锅炉烟道内，能够将热一次风加热到要求的温度。该设备适用于新建机组。存在的主要问题包括受热面泄露、热膨胀、磨损、积灰等，一旦换热管出现磨损或泄露现象，无法隔离检修，容易造成环保不达标而停炉的现象。烟气换热器炉内布置方式如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.013.F004图4烟气换热器炉内布置方式外置式烟气加热器在锅炉外部安装加热器，该方式缺点是这一部分高温烟气未经过脱硝反应器，对最终的NOx排放浓度有1~3 mg/m3的影响。由于所引烟气量很少（约占总烟气量的0.3%），对锅炉效率影响极小，同时炉外施工检修方便，容易布置，是目前热解系统热源改造的主要技术选择。采用热烟气加热稀释风取代电加热器的技术已成熟，有多家电厂进行了类似改造。2.2热源改造工艺选择天然气或柴油燃烧加热方案运行成本最高，电加热方案运行成本次之，烟气加热运行成本最低。脱硝尿素热解稀释风加热常见方案对比如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.013.T004表4脱硝尿素热解稀释风加热常见方案对比项目烟气加热+辅助电加热方案烟气加热方案原电加热方案有区别的关键设备烟气换热器、辅助电加热器烟气换热器电加热器热能来源高负荷时，利用锅炉烟气加热一次风；低负荷时，先利用锅炉烟气加热一次风，再利用辅助电加热器将电能转化为热能加热一次风利用锅炉烟气加热一次风利用电能转化为热能加热一次风对机组影响不影响锅炉正常运行所需热解风量较小，相比锅炉总烟气量可以忽略，不影响锅炉正常运行在炉外部工作，对锅炉无影响负荷适应能力能够适应各种负荷变化能够适应负荷变化能够适应负荷变化预估初始投资较高高低单台机组维护成本电加热片需要更换，相应的开关等电气设备成本较高，维护成本较高本体部分免维护，阀门、膨胀节定期维护，维护成本低电加热片需要更换，相应的开关等电气设备成本较高，维护成本高运行成本受低负荷运行时长影响较大不考虑较高为了提高脱硝系统运行的可靠性和经济性，综合几种方案的技术节能性分析，对尿素热解稀释风加热方式进行改造，推荐采用烟气加热方案。增设高温烟气换热器，与电加热器实质串联，现有电加热器备用，在节约能源的同时提高脱硝系统运行可靠性，利用电厂现有热源条件实现能源的合理利用。3改造方案3.1设计参数与性能要求本次改造在锅炉框架内增设一套烟气换热设备，从锅炉转向室之后烟道抽取高温烟气，对热解稀释风进行加热。机组运行负荷在正常范围内时，烟气加热器出口稀释风温度需满足尿素热解工艺温度要求，原一次风电加热器保留，设置相应的管路，实现原系统与现系统之间切换功能。改造方案设计参数与性能值如表5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.013.T005表5改造方案设计参数与性能值设备参数数值SCR系统入口湿烟气量/(m3/h)2 757 038入口烟气NOx浓度/(mg/m3)350出口烟气NOx浓度/(mg/m3)40烟气换热器入口风量/(m3/h)12 000入口风温/℃310出口风温/℃≥530入口烟气量/(m3/h)9 000入口烟温/℃650出口烟温/℃≤350烟气侧阻力（含进出口烟道）/Pa≤700风侧阻力（含进出口风道）/Pa≤1 500热解炉出口风温/℃≥3503.2烟气换热器气气换热器烟风流程如图5所示。烟气换热器及进出口管道选材为耐高温的不锈钢。方案需要立式烟气换热器1套，尺寸为3.2 m×3.5 m×13.5 m，净重63 t，需要拓展加固平台；入口烟道型号为S31008；出口烟道型号为S30408。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.013.F005图5气气换热器烟风流程烟道流场应尽量减小所设计烟道的压降，其布置、形状和内部件（如导流板和转弯处导向板）等均进行优化，保证灰尘在烟道的沉积不会对机组运行产生影响，在必要部位设置清灰装置。采用烟气换热器代替电加热器时，从锅炉后井烟道内抽出的烟气未经过SCR脱硝装置，按BMCR工况下抽出热烟气量为9 000 m3/h考虑，抽取烟气量约占锅炉总烟气量的0.3%，对出口NOx浓度的影响量约为1 mg/m3。4经济性评价4.1投资估算针对4#机组脱硝热解系统热源改造项目，从多角度对适合的热源技术路线进行论证，并进行工程投资估算，结果如表6所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.013.T006表6投资估算结果项目数值烟气换热器工艺系统/万元789烟气换热器电气系统/万元32烟气换热器热工控制系统/万元89烟气换热器调试工程/万元16其他费用/万元19工程静态总投资/万元945工程静态单位投资/(元/kW)9.45由表7可知，增设烟气换热器方案的工程总投资为945万元。其中，烟气换热器系统改造投资926万元，其他费用19万元。4.2技术经济性分析本工程增设烟气换热器降低了运行成本。按照年运行时长6 000 h计算，每年节省电耗643.2万kWh，以0.369元/kWh电价计算，每年可节省费用237.7万元。按静态投资回收法，约4 年可收回成本。5结语建议采用高温烟气加热器替代现有电加热器方案。高温烟气从锅炉尾部转向室后烟道标高约63 m处抽取，抽取烟气量约占锅炉总烟气量的0.3%，锅炉效率降低量、NOx浓度上升数值极小。增设烟气换热器改造工程的静态总投资为945万元，改造后每年可节省电耗643.2万kWh，年节省费用237.7万元，按静态投资回收法，约4年可收回成本，回收期小于10年，项目可行。