300MW火力發電廠寬負荷脫硝改造

國源電力哈密煤電有限責任公司 陸 猛

根據《火電廠大氣污染物排放標準》GB13223-2011規定， 自2014年7月1日起，除特定條件的火電廠外所有火力發電鍋爐氮氧化物（NOx）排放最高限值為100mg／Nm3。發改委、環保部、能源局在2014年9月12日聯合發布的《煤電節能減排升級改造行動計劃(2014—2020年)》要求，“十三五”期間，火力電廠氮氧化物排放將實施超低排放，NOx 排放不得高于50mg／Nm3。近年電網新能源裝機容量迅速增加，為消納新能源發電及電網經濟調度，所有火電機組參與電網調峰，調峰能力下限低至額定容量的45%甚至更低。為適應新的環境需要，就需火電機組在各個負荷段脫硝系統(SCR)均能安全運行。

受限于選擇性，催化還原脫硝技術是目前應用最廣泛、最高效、最經濟的脫硝技術，其中應用最多的催化劑是V—W(Mo)一Ti 系列，其安全高效運行需要在298℃～420℃區間。若催化劑長期在最低允許溫度以下運行會造成催化劑中毒，影響催化劑的活性，降低脫硝效率及經濟性。在現有火電廠硬件條件下，即使通過鍋爐低氮燃燒器技造，脫硝系統(SCR)退出運行后鍋爐NOx排放不會低于50mg／Nm3，更達不到燃氣輪機組的排放標準，一旦電網深度調峰機組負荷降至更低，退出脫硝系統將導致鍋爐NOx排放超標。從長遠發展來看，國家的環保政策日趨嚴格，火力發電機組煙氣污染物排放標準要求會更高，全工況寬負荷脫硝技術改造勢在必行。

國源電力哈密煤電有限責任公司2×300MW 機組在低負荷運行時，鍋爐脫硝系統入口煙溫較低，無法滿足脫硝裝置脫硝系統催化劑最低安全投運的溫度要求。為提高機組在30MW 工況下脫硝系統入口煙溫，確保機組并網時及時投入SCR 系統裝置，擬實現30MW 工況及以上負荷脫硝反應器入口煙氣溫度≥298℃，滿足脫硝投運條件。為達到30MW工況及以上負荷投運脫硝裝置，進行寬負荷脫硝改造，使煙氣溫度保持在298℃以上。

目前鍋爐尾部煙道的布置情況：鍋爐尾部煙道布置的省煤器作用是將汽機給水泵來水進行加熱，從鍋爐尾部煙道煙氣中吸收熱量，提高鍋爐效率。給水流經省煤器逆止門流入省煤器入口集箱，再流入省煤器蛇形管束。給水在省煤器蛇形管束中與煙氣對流相向流動，達到有效的熱交換，同時減小了省煤器蛇形管束中出現汽泡造成循環停滯的概率。給水在省煤器蛇形管束中加熱后，經導管引入鍋爐汽包。在鍋爐省煤器入口集箱和汽包集中下降管之間布有鍋爐省煤器再循環管路。鍋爐點火時，該管將爐水由下降管引到省煤器，防止省煤器干燒管束內給水加熱汽化。鍋爐中斷給水時省煤器再循環閥門打開，鍋爐上水時關閉。

1 改造技術要求及改造設計原理

改造后，新增系統開啟時在機組并網后30MW負荷及以上進入脫硝系統脫硝設備的煙氣溫度達到298℃以上，BMCR 工況及以下負荷進入脫硝系統脫硝設備的煙氣溫度在410℃以下；不發生因改造系統投運引起的金屬管壁超溫、鍋爐爆管、壓力管道泄漏事故；改造后的鍋爐效率不低于改造前的鍋爐效率。在寬負荷脫硝系統不投運時不影響原鍋爐效率；省煤器懸吊管出口水溫低于飽和溫度并有一定的裕度，強度計算合格；改造后不降低機組出力，寬負荷工況下過熱蒸汽、再熱蒸汽參數均不低于改造前，噴水量等其余鍋爐總體性能基本維持原狀；系統能適應鍋爐的啟動、停機及負荷變動。

在脫硝催化劑最低允許煙溫與低負荷煙溫相差較大的情況下，僅靠運行技術措施無法保證低負荷工況下脫硝裝置安全運行。此時，需要技改措施將鍋爐脫硝系統入口煙溫達到脫硝催化劑運行安全區間。目前，技術較為成熟的技改方案主要是：省煤器給水小旁路、爐水再循環、分級省煤器及省煤器煙氣擋板旁路等方案[1]。

分級省煤器技改方案是在SCR 裝置后新增一級省煤器。給水直接引至位于SCR 裝置后的省煤器，再通過連接管引至位于SCR 裝置前的省煤器。通過減少SCR 裝置前省煤器的吸熱量，提高SCR 反應器入口溫度；煙氣擋板旁路技改方案是在后煙井后墻包覆管上開孔，增設一路從后煙井到SCR 裝置入口的旁路煙道，煙道上加裝煙氣調節擋板，在鍋爐低負荷時將旁路煙道擋板打開，利用未流經省煤器的高溫煙氣和流經省煤器的低溫煙氣混合提高SCR反應器入口溫度。

省煤器給水小旁路技改方案是將給水分為兩路，一路為主給水管路，介質流向為原鍋爐汽水流向；第二路為給水小旁路，將部分給水直接引至省煤器出口集箱或引出管，從而減少給水在省煤器管束中的吸熱，提高SCR 裝置入口溫度。由于需要防止省煤器管束內爐水氣化，旁路流量并不能無限提高，因此此方案在鍋爐低負荷運行時提高脫硝反應器入口溫度有限[2]。

爐水再循環技改方案是用爐循環泵將下降管中高溫爐水送至省煤器入口集箱與給水混合，提高給水溫度，進而提高SCR 裝置入口溫度，使之達到脫硝催化劑工作最低溫度298℃以上。此方案適用于亞臨界及超高壓的汽包鍋爐，包括自然循環汽包爐和強制循環汽包爐。經過國源電力哈密煤電有限責任公司前期技術評估后，最后采用鍋爐省煤器強化爐水再循環的改造方案。

圖1 省煤器強化爐水再循環原理圖

省煤器強化再循環是給水旁路和爐水再循環這兩個方案相結合的一種改進型措施。該方案包含兩個子系統：省煤器水旁路系統和強制爐水再循環系統。省煤器水旁路自主給水管道上引出旁路管道，將旁路管道接入省煤器出口集箱，并設置有相應的閥門調節省煤器旁路流量。省煤器強制爐水再循環管是將爐水從鍋爐下降管上部位置送至省煤器入口給水管路，以提高進入鍋爐省煤器的給水溫度，減少鍋爐省煤器吸熱量，進而提高SCR 裝置入口煙氣溫度。爐水再循環流量依據鍋爐省煤器出口煙溫進行調節控制。負荷相對較高，可只采用簡單水旁路系統，控制系統簡單；負荷過低時兩個子系統需結合使用才能滿足煙溫要求[3]。

介質流程：省煤器強化爐水再循環系統。給水旁路系統：給水管道→省煤器給水旁路管道→省煤器出口集箱連接管；爐水再循環系統：下降管→省煤器爐水再循環管道→省煤器入口管道。

本系統主要設備。管道及閥門：省煤器給水旁路管道上裝設旁路電動閘閥、旁路流量測量裝置。再循環管道上裝有循環泵入口電動閘閥、泵最小流量電動閘閥、泵出口電動閘閥、泵出口電動調節閥、泵出口止回閥、循環泵出口流量測量裝置并設相應測點。省煤器給水母管上裝設主給水電動憋壓閥，用于給水旁路流量調節；儀表。本系統的儀表主要包含差壓及壓力變送器、熱電阻熱電偶、測量省煤器流量裝置；電纜。本系統主要包含閥門的電力電纜、控制電纜、接地電纜、儀表的控制電纜等；DCS 相關設備；爐水循環泵及配套冷卻水系統。

圖2 省煤器強化爐水再循環系統圖

2 運行說明

2.1 省煤器出口管道壁溫溫度約束說明

T1為省煤器出口管道壁溫溫度，測溫元件為熱電偶，安裝于省煤器出口集箱連接管上，用以與水溫設定值Target T 比較。T2為脫硝系統入口煙氣溫度（取脫硝DCS 入口煙溫值），用以控制調門開度和循環泵流量。

機組啟動過程中將實際測量的脫硝系統入口煙溫T2與設定值300℃作比較，當T2小于300℃時，首先開啟再循環系統，快速的提高省煤器的入口水溫，從而保證脫硝入口煙溫在短時間內得到最大幅度的提升，循環泵的流量與脫硝入口的煙溫進行PID 控制。當循環泵的流量達到一定的上限，如果脫硝入口的煙氣溫度還低于298℃、且省煤器出口壁溫低于報警值時，則打開旁路的電動閘閥，同時慢慢關閉主給水憋壓閥，繼續提升省煤器的入口水溫，從而進一步提高T2的溫度至300℃。

為防止因主給水電動憋壓閥開關過快造成對系統的沖擊，可使調節信號變化率降低，方便對輸出的頻率信號進一步控制，使設備更加安全可靠運行。同時為保證省煤器的安全運行，控制系統優先確保省煤器出口水溫T1（混合點前）低于水溫設定值Target T。當實測測量溫度T1接近運行水溫設定值Target T，系統應有相應的提示預警，實測溫度T1達到水溫設定值Target T 時不能再增大旁路管道的旁路流量和再循環流量，防止省煤器內工質出現氣化。

2.2 主給水電動憋壓閥開度及循環泵流量約束說明

通過計算省煤器內介質的壓力與溫度，運用焓值表及給出的溫度計算公式或計算表格可計算出設定值Target T。根據Target T 的溫度及省煤器出口集箱連接管熱電偶的溫度，合理的控制憋壓閥的開度和循環泵的流量，當省煤器出口熱電偶的溫度高于Target T 時，則保持憋壓閥的開度甚至開大或減小再循環流量；若省煤器出口熱電偶的溫度低于Target T 時，則可繼續慢慢關小憋壓閥或繼續增加再循環的流量，并隨時觀察省煤器出口煙溫的變化情況，直至煙溫滿足要求。

3 寬負荷脫硝系統控制過程操作說明

3.1 機組啟動升負荷過程中

首先投入新增爐水再循環系統，爐水循環泵啟動后通過調整爐水循環泵出口的調節門開度，使脫硝入口煙溫不低于298℃，若調節門全開爐水循環泵達到最大出力煙溫仍沒有滿足要求，則保持調節門開度不變，投入簡單水旁路系統，并通過調整憋壓調門的開度調節旁路的水量，使脫硝入口的煙溫維持在298℃及以上，若在調節的過程中省煤器出口水溫平均值接近報警值時，則維持調節門和憋壓調門的開度不變，若超溫則以1%的步調慢慢開啟憋壓調門，每開啟1%觀察5分鐘，直至不再報警（高于298℃時、且省煤器出口水溫不報警時，泵出口電動調節門及憋壓調門開度保持不變）。

3.2 機組停運降負荷過程中

降負荷過程中簡單水旁路系統和爐水再循環系統的投入順序相反，隨著負荷的降低先投入簡單水旁路系統，若負荷過低、單純的水旁路系統無法滿足要求時，再投入爐水再循環系統。單系統投入的控制邏輯及要求與升負荷一致。

3.3 寬負荷脫硝系統投運條件

機組啟動過程中，在并網前20分鐘投入寬負荷脫硝系統；機組停運降負荷過程中，當脫硝入口煙溫≤298℃時投運寬負荷脫硝系統，寬負荷脫硝系統設備投運前需檢查各設備狀態：暖管電動門全開；爐水循環泵最小流量電動門全開；主給水電動憋壓調門全開；爐水循環泵入口電動門全開；爐水循環泵出口電動調節門前電動門全關；爐水循環泵出口電動調節門后電動門全關；爐水循環泵出口電動調節門開度為0%；省煤器給水旁路電動門全關；爐水循環泵停止。

系統設備滿足投運條件后，按寬負荷脫硝系統投運步序投運相應設備：關閉暖管電動門；開啟爐水循環泵入口電動門；開啟爐水循環泵出口電動調節門前電動門；開啟爐水循環泵出口電動調節門后電動門；調整爐水循環泵出口電動調節門開度大于10%；關閉爐水循環泵最小流量電動門，啟動爐水循環泵；爐水循環泵出口電動調節門與主給水電動憋壓調門按照邏輯順序投入使用；調整爐水循環泵出口電動調節門開度使脫硝入口煙溫不低于300℃。

3.4 寬負荷脫硝系統停運條件

當機組負荷升至140MW 時可將寬負荷脫硝系統停運，按寬負荷脫硝系統停運步序將寬負荷脫硝系統退出：停止爐水循環泵；逐步開啟主給水電動憋壓調門至100%；關閉省煤器旁路電動門；關閉爐水循環泵出口電動調節門；關閉爐水循環泵出口電動調節門前電動門；關閉爐水循環泵出口電動調節門后電動門；開啟爐水循環泵入口電動門；開啟暖管電動門；開啟爐水循環泵最小流量電動門。

3.5 改造結果分析

該廠鍋爐通過省煤器強化爐水再循環技術改造，相比改造前同樣運行工況，鍋爐在機組并網前脫硝系統入口煙氣溫度可達298℃以上，技改前、后機組并網時脫硝系統主要考核參數分別為：省煤器進口工質溫度158/156℃、省煤器出口工質溫度220/269℃、省煤器工質流量310/580t/h、省煤器出口煙溫246/302℃、脫硝裝置入口煙溫264/303℃、鍋爐排煙溫度261/276℃。通過技改確保了SCR 裝置系統安全穩定經濟運行，滿足鍋爐對全負荷工況投入脫硝系統的要求。

綜上，通過省煤器強化爐水再循環技改實現全工況脫硝，技改工期短、系統調節方便靈活，可明顯提高SCR 系統入口煙溫，對鍋爐技改的基礎硬件條件要求門檻低，適應多數亞臨界燃煤鍋爐全工況脫硝技改需求。為確保鍋爐安全運行，鍋爐省煤器再循環流量調節要確保省煤器出口溫度有過冷度裕量，防止鍋爐省煤器內工質氣化。省煤器強化爐水再循環系統并會造成排煙溫度升高，不影響鍋爐原效率，在確定全工況脫硝技改方案時可選擇此方案。