寬負荷SCR脫硝系統的全負荷拓展技術探索

馬 云， 陸逢蒔

(江蘇利電能源集團， 江蘇無錫 214444)

隨著國家氮氧化物(NOx)排放政策標準日趨嚴格，火電機組全工況脫硝運行(鍋爐點火開始就投入脫硝系統運行)勢在必行。現階段脫硝系統運行面臨的主要問題是在鍋爐的低負荷階段燃燒強度低，煙氣流量少且溫度較低，常規選擇性催化還原(SCR)脫硝催化劑由于受溫度限制難以適用(廣泛采用的催化劑適用煙氣溫度為320～420 ℃)，且偏離這個溫度區間脫硝效率下降也較大[1]。脫硝系統投入率受負荷影響較大，因此必須采取措施改變省煤器的吸熱量或者擴大SCR脫硝反應器允許運行溫度范圍。

目前國內廣泛采用的寬負荷脫硝技術有兩種：一是通過改造鍋爐熱力系統提高低負荷階段SCR脫硝反應器入口煙溫；二是采用寬溫催化劑，提高催化劑低溫活性。通過這兩種方式可以拓寬脫硝系統的投入負荷，甚至有可能實現全負荷投入(并網前即投入)。改造熱力系統主要是以下幾種方式或者幾種方式的組合：

(1) 增加省煤器煙道旁路，通過調整煙氣擋板的方式減少省煤器水吸熱量使SCR脫硝反應器入口煙溫提升。

(2) 增加省煤器水旁路，使部分給水直接進入水冷壁，減少給水在省煤器中吸熱。

(3) 增加省煤器再循環水路。

(4) 省煤器分級設置。將原省煤器分為兩級，一級留在SCR催化劑前，另一級放在SCR催化劑后。

(5) 回熱抽汽給水加熱(增加0號高壓加熱器)。在原高壓加熱器給水流程后增加一個0號高壓加熱器，用公用蒸汽加熱，以提高給水溫度，從而增加省煤器出口煙氣溫度[2]。

(6) 尾部煙道燃氣補燃。在尾部煙道采用燃氣生產高溫煙氣，提高SCR脫硝反應器入口煙氣溫度。

目前的研究目標是脫硝系統從鍋爐點火初期到機組并網以及在低負荷的情況下的全工況運行。通過以上解決方案能拓寬脫硝系統運行負荷范圍，但是由于催化劑技術短時間無法解決溫度限制問題，因此仍然無法實現脫硝系統全工況運行。筆者介紹了通過控制寬負荷脫硝系統的運行方式進一步拓寬脫硝系統運行負荷范圍，實現并網前投脫硝，即全負荷脫硝運行。

1 機組概況

1.1 鍋爐及寬負荷脫硝

該機組鍋爐為超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次再熱、平衡通風、四角切圓燃燒方式、露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構∏形鍋爐。每臺鍋爐配置2個SCR脫硝反應器，每個反應器設置2層初始催化劑層和2層預留催化劑層。SCR脫硝反應器入口煙溫最低要求為295 ℃，煙囪出口NOx質量濃度應小于50 mg/m3。該鍋爐采用了增加省煤器水旁路和增加省煤器再循環水路相結合的方式進行寬負荷脫硝系統改造(見圖1)。

圖1 省煤器水旁路和省煤器水再循環

該寬負荷脫硝系統在195～300 MW條件下能夠連續安全運行，不對其他設備造成不利影響，不影響機組負荷、鍋爐金屬壽命。由于改造的系統最終目的是通過調節SCR脫硝反應器入口煙溫控制脫硝系統投入負荷，所以并不會對SCR脫硝催化劑性能和壽命產生影響。

1.2 省煤器

在鍋爐的后煙井低溫再熱器下面，有3組省煤器管采用光管蛇形管，順列排列，與煙氣成逆流布置。省煤器管材料組成為SA-210C，組成167片受熱面，每片受熱面由3根并聯蛇形管套管組成，共計有501根管子。省煤器管橫向節距為101.6 mm。省煤器由吊桿和管夾支吊分別承載于3個省煤器中間集箱下，分3列懸吊，每列再通過省煤器中間集箱上的55根懸吊管懸吊承載，懸吊管直徑為63.5 mm、壁厚為13.22 mm，共165根，材料為SA-210C(金屬最高溫限為454 ℃)，懸吊管內的介質來自省煤器。

2 寬負荷脫硝系統的全負荷拓展試驗

2.1 試驗要求

由于寬負荷脫硝系統可以工作在195～300 MW，設想通過進一步控制使得并網前SCR脫硝反應器入口煙溫達到脫硝投入限值，因此考慮進行全負荷脫硝試驗。實現全負荷脫硝的前提要求是避免發生以下情況：(1)省煤器流量的降低必將使省煤器出水溫度提高，過冷度下降，甚至有可能超過飽和溫度，使傳熱惡化、水動力失穩，就地管道發生振動造成設備損壞、人員傷亡；(2)省煤器管道金屬溫度超過允許值，引起受熱面損壞、泄漏。整個過程的關鍵技術是鍋水循環泵(簡稱鍋水泵)流量調節閥和鍋水泵出水調節閥控制省煤器再循環流量，同時通過省煤器水旁路調節閥控制省煤器旁路流量。

2.2 試驗過程

2.2.1 鍋爐升溫升壓階段

鍋爐升溫升壓階段的參數變化見圖2。省煤器質量流量調整至330 t/h左右，SCR脫硝反應器入口煙溫上升速率比改造前啟動過程明顯加快，隨著鍋爐熱負荷的增加，省煤器過冷度也逐漸下降，當煤質量流量加至18 t/h時，省煤器過冷度降至0 K左右。

圖2 鍋爐升溫升壓階段參數變化圖

2.2.2 汽輪機沖轉至3 000 r/min階段

汽輪機沖轉至3 000 r/min階段的參數變化見圖3。汽輪機沖轉前SCR脫硝反應器入口煙溫為270 ℃左右，汽輪機轉速為3 000 r/min時SCR脫硝反應器入口煙溫達300 ℃，省煤器質量流量在340 t/h左右，但省煤器出水過冷度仍然維持在0 K左右，并一度出現負值的情況。為避免省煤器出水過冷度繼續下降，維持省煤器的安全運行，繼續增加煤量同時增加省煤器入口質量流量至450 t/h，調整旁路提高主蒸汽壓力。另外將省煤器水旁路投入，用來維持SCR脫硝反應器入口煙溫不下降，同時通過高壓加熱器滑啟提高給水溫度。采取以上措施后，省煤器出水過冷度僅提高了1～2 K，SCR脫硝反應器入口煙溫仍然下降了3.5 K左右。汽輪機沖轉至3 000 r/min時，在以上所有措施配合執行完成的情況下，最終通過寬負荷脫硝系統使得SCR脫硝反應器入口煙溫較改造前有了明顯的提升，并網前SCR脫硝反應器入口煙溫達到了脫硝系統最低投入溫度(295 ℃)，進而投入了脫硝系統運行。脫硝系統投入后，將噴氨總質量流量快速增加至150 kg/h以上，先將煙囪出口NOx質量濃度降下來以滿足環保考核要求。

圖3 汽輪機沖轉至3 000 r/min階段的參數變化圖

2.2.3 機組并網后帶初始負荷階段

機組并網后帶初始負荷階段的參數變化見圖4。機組并網后，由于蒸汽流量快速增加，給水流量也短時快速上升，省煤器出水過冷度隨之快速增加，SCR脫硝反應器入口煙溫短時上升后進入持續下跌趨勢，因并網前已投入脫硝系統，為避免SCR脫硝反應器入口煙溫下降至脫硝系統跳閘條件以下，采取開大鍋水泵流量調節閥以降低省煤器入口流量，調整燃燒器擺角及配風，快速升負荷等措施來維持SCR脫硝反應器入口煙溫在合適的范圍內。

圖4 并網帶初始負荷階段的參數變化圖

并網后初始負荷(60 MW)暖機時，給水質量流量為460 t/h，進行給水100%閥和給水30%閥(即給水大小閥)切換(見圖5)，這時省煤器水旁路調節閥全開，當給水大閥開啟時，由于失去原來給水小閥的通流阻力，省煤器水旁路質量流量由150 t/h降至0。失去了省煤器水旁路的作用，SCR脫硝反應器入口煙溫呈現下降趨勢，使得SCR脫硝反應器入口煙溫最低降至296 ℃左右。

圖5 并網后進行給水大小閥切換時的參數變化圖

2.2.4 鍋爐濕態轉干態階段

機組負荷為250 MW左右時鍋爐由濕態轉為干態，其參數變化見圖6。給水質量流量為850 t/h左右時鍋爐自然過渡到干態。從啟動數據分析，此時的燃料量較以前同等負荷偏大，實際鍋爐熱負荷已提前達到干態的工況。鍋爐轉至干態后，SCR脫硝反應器入口煙溫已升高至315 ℃左右。

圖6 鍋爐濕態轉換為干態時的參數變化圖

3 全負荷脫硝對現有系統的影響

因為省煤器材料SA-210C金屬最高溫限為454 ℃，啟動過程首先應該保證金屬不超溫，其次是工質流動過程中水動力穩定，在省煤器中避免氣水兩相流。

根據鍋爐說明書中保證技術參數表，省煤器進口最高煙氣溫度在鍋爐50%額定負荷的工況下才會超過省煤器金屬最高溫限達到459 ℃。因此，省煤器在50%額定負荷的工況以下金屬不存在超溫風險，即在這次機組啟動初期省煤器金屬并不會超溫。

在整個機組啟動過程中，鍋水泵啟動后省煤器質量流量都不低于330 t/h，通過就地聽診也并未有發現振動和其他異常現象，含有少量飽和蒸汽的飽和水并不影響省煤器的運行安全。

由于最易超溫的部位是省煤器的垂直懸吊管，因此在該部位增加了55個壁溫測點。為了驗證省煤器安全又進行2次相同啟動試驗。全負荷脫硝模式進行機組啟動時關注省煤器垂直懸吊管的壁溫測點是否超溫，如果有超溫的跡象應及時調整各部位的流量分配，保證省煤器垂直懸吊管金屬安全。據3次啟動發現按照該啟動方式省煤器垂直懸吊管壁最高接近345 ℃。

根據1次寬負荷脫硝改造前的機組啟動和3次全負荷脫硝方式的機組啟動情況，分別以給水流量為基準建立排煙溫度、SCR脫硝反應器入口煙溫和SCR脫硝反應器出口NOx質量濃度柱形圖(見圖7～圖9)。

圖7 SCR脫硝反應器入口煙溫

圖8 SCR脫硝反應器出口NOx質量濃度

圖9 排煙溫度

由圖7～圖9可以看出：使用全負荷脫硝系統啟動機組，相同給水質量流量的情況下，SCR脫硝反應器入口煙溫提升明顯(約有15 K的提升)；(并網后)給水質量流量300 t/h以后，SCR脫硝反應器出口NOx質量濃度明顯降低；排煙溫度略有上升，最大上升了約10 K。鍋爐從啟動至50%額定負荷過程一般為20 h左右，這個過程對于長期運行鍋爐經濟性影響比較微弱。從2017年開始至今，該機組已經采用全負荷脫硝模式啟動多次，機組各個系統和主要設備運行正常，鍋爐本體系統也并無發生金屬超溫和泄漏等異常情況，脫硝系統工作正常，脫硝效率并無下降。因此，可以證明使用寬負荷脫硝系統進行的全負荷脫硝方式機組啟動是可行的。

4 結語

該650 MW機組采用省煤器水旁路和省煤器水再循環相結合的寬負荷脫硝改造之后將脫硝系統投入的最低負荷從300 MW降低到195MW。通過優化該系統的控制方式：在機組啟動過程中，通過控制省煤器再循環流量和省煤器旁路流量，使得機組能夠在并網前投入脫硝系統，取得了全負荷脫硝試驗的成功。從試驗結果和補充試驗的結果來看：該控制方式在保證設備安全的情況下完全實現了脫硝系統的全負荷過程投入，對以后類似機組的啟動方式有著很好的參考作用。該試驗驗證了通過控制省煤器水旁路流量和省煤器水再循環流量可以控制省煤器的吸熱量，從而達到提高SCR脫硝反應器入口煙溫的目的，同時并沒有影響省煤器及其他受熱面安全。