超超臨界鍋爐省煤器給水旁路復(fù)合熱水再循環(huán)提高SCR 入口煙溫的應(yīng)用研究

雷斐，趙有為

（國能徐州電廠，江蘇 徐州 221135）

1 前言

“上大壓小”政策的提出，一方面，加速了大小機組的轉(zhuǎn)換，促進燃煤機組朝大容量、高參數(shù)、低消耗、少排放的方向發(fā)展，另一方面，隨著電力市場改革，清潔能源裝機容量極速擴張，根據(jù)IEA 預(yù)測，2027 年全球清潔能源裝機容量將達到2400GW。本著清潔能源“能發(fā)盡發(fā)”的原則，燃煤機組開始由基礎(chǔ)保障性電源向系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)型，大容量機組需長時間帶低負荷運行，由此帶來的脫硝入口煙溫低、無法滿足環(huán)保排放要求的問題亟需解決。

目前，提高SCR 入口煙溫的途徑主要有以下幾種：省煤器分級技術(shù)，方法是將部分省煤器受熱面布置在SCR 脫硝系統(tǒng)之后，減少省煤器在SCR 脫硝系統(tǒng)之前的換熱量，以此提高SCR 脫硝系統(tǒng)入口的煙氣溫度，該技術(shù)對系統(tǒng)改動大，且可能導(dǎo)致高負荷時SCR 入口煙氣超溫；省煤器煙氣旁路，方法是從主給水管道引出一跟旁路管道，將部分給水經(jīng)旁路直接輸送至水冷壁入口，不進入省煤器中與煙氣進行換熱，以此減少煙氣換熱量，提高省煤器出口的煙氣溫度，由于此方法中煙氣旁路中調(diào)節(jié)擋板常處于關(guān)閉狀態(tài)，容易積灰引起閥門卡澀，或存在關(guān)閉不嚴(yán)漏煙問題，使鍋爐效率下降；省煤器給水旁路復(fù)合熱水再循環(huán)，結(jié)合省煤器給水旁路，再從省煤器出口引出管道將部分加熱后的給水重新輸送至省煤器入口，提高了給水溫度，減少給水與煙氣的換熱溫差，以此減少通過省煤器的煙氣的換熱量，此方法對系統(tǒng)改動小，調(diào)節(jié)靈活，但需注意省煤器出口工質(zhì)過冷度，避免出現(xiàn)汽水沸騰現(xiàn)象。綜合考慮改造效果、改造難度和改造成本，某電廠1000MW 超超臨界機組選擇省煤器給水旁路提高SCR 入口煙溫，實現(xiàn)寬負荷脫硝滿足排放要求。

2 系統(tǒng)概況

鍋爐型號S099/27.46-M545，由上海鍋爐廠制造，為超超臨界變壓運行螺旋管圈直流爐，采用單爐膛單切圓燃燒、平衡通風(fēng)、漏天布置、固態(tài)排渣、全懸吊結(jié)構(gòu)塔式布置，采用選擇性催化還原（SCR）脫硝法，一臺爐配兩個脫硝反應(yīng)器，布置在省煤器和空預(yù)器之間，活性物質(zhì)為TiO2、V2O5的板式催化劑按2+1 模式3 層布。催化劑活性溫度范圍320 ～420℃，低于活性溫度下限運行易生成NH4HSO4附著在催化劑表面，使反應(yīng)無法進行；長期高于活性溫度上限運行則會導(dǎo)致催化劑燒結(jié)。

圖1 為SCR 進口煙溫隨機組負荷的變化，BMCR 工況下SCR 進口煙溫為380℃。催化劑活性溫度下限是320℃，對應(yīng)機組負荷440MW，所以，在機組負荷低于440MW 時，應(yīng)準(zhǔn)備啟動寬負荷脫硝系統(tǒng)。目前，機組深度調(diào)峰負荷常為350MW/300MW，對應(yīng)排煙溫度為305℃/295℃，所以機組在350MW 或300MW 深度調(diào)峰時，需將SCR 入口煙溫提升15℃/25℃，才能達到SCR 脫硝系統(tǒng)的正常投運條件。

圖1 SCR 進口煙溫隨機組負荷變化情況

3 改造方案

3.1 系統(tǒng)簡介

圖2 為寬負荷脫硝系統(tǒng)改造方案，黑色部分為改造前系統(tǒng)，全部給水經(jīng)過省煤器加熱后進入水冷壁下聯(lián)箱，系統(tǒng)自帶啟動循環(huán)泵，在機組啟動時，將汽水分離器的疏水輸送至省煤器進口管道繼續(xù)進行加熱。紅色標(biāo)記部分為新加裝管件，分為省煤器給水旁路和熱水再循環(huán)兩部門，省煤器給水旁路是由省煤器進口主給水管道引出一根管路至水冷壁入口，管道上加裝電動閘閥、電動調(diào)閥和流量計，電動調(diào)閥用于控制省煤器旁路的給水流量；熱水再循環(huán)管路是將省煤器出口部門給水通過爐水循環(huán)泵輸送至省煤器進口，與主給水混合，混合水溫得到提升后再進入省煤器與煙氣進行換熱，此時，混合水溫與煙氣溫差減小，可以減少給水吸熱量，管道上加裝電動調(diào)閥和流量計，電動調(diào)閥可調(diào)節(jié)進行熱水再循環(huán)的流量，另省煤器出口有壓力和溫度測點，可計算省煤器出口工質(zhì)過冷度。可以看到，此改造方案對原系統(tǒng)改動小，改造成本較低，且改動管路均在工質(zhì)側(cè)，改造安全系數(shù)高，且調(diào)節(jié)方式靈活。

圖2 寬負荷脫硝改造方案

3.2 調(diào)整策略

機組低負荷運行時，省煤器出口即SCR 入口煙溫低，無法正常投入SCR 脫硝系統(tǒng)，為提高SCR 入口煙氣溫度，可以首先選擇打開省煤器給水旁路電動調(diào)閥，使部門給水通過旁路流至省煤器出口，由于流經(jīng)旁路的給水未通過省煤器與煙氣進行換熱，故通過省煤器的煙氣換熱量減少，省煤器出口即SCR 入口煙氣溫度會升高，另由于流經(jīng)省煤器的工質(zhì)流量減少，煙氣量不變，故此部分給水溫升會更高；當(dāng)僅開給水旁路無法滿足脫硝系統(tǒng)條件時，可打開熱水再循環(huán)電動調(diào)門，將省煤器出口工質(zhì)與進口工質(zhì)混合，提高省煤器進口水溫，減小水溫與煙溫差，減少給水與煙氣的換熱量，也可提高SCR 入口煙溫，但是此方式在提高SCR 入口煙溫的同時，省煤器出口給水溫度也會提高，因此，在開熱水再循環(huán)時，要時刻關(guān)注省煤器出口工質(zhì)過冷度，避免省煤器發(fā)生水沸騰現(xiàn)象，確保省煤器的安全運行。

該調(diào)整方案具備調(diào)整方式靈活，系統(tǒng)響應(yīng)速度快的特點。運行過程中，需注意3 個問題：（1）給水旁路調(diào)門和再循環(huán)調(diào)門開關(guān)要緩慢，以免對給水流量造成較大波動；（2）密切監(jiān)視省煤器出口水溫，確保工質(zhì)過冷度在安全范圍，避免省煤器水中帶汽；（3）關(guān)注空預(yù)器出口排煙溫度，注意排煙溫度過高對鍋爐熱效率的影響。

4 效果分析

4.1 機組負荷350MW

機組深度調(diào)峰，負荷350MW 時，總給水量約1100t/h，SCR 入口煙溫305℃，比催化劑活性溫度下限低約15℃，水冷壁入口水溫298℃，省煤器出口工質(zhì)過冷度39℃，SCR 入口煙溫、水冷壁入口水溫、過冷度、排煙溫度隨省煤器旁路流量變化如圖3 所示。省煤器給水旁路由0t/h 開到300t/h 過程中，水冷壁入口混合水溫有所降低，由298℃降低至284℃，SCR 入口煙溫隨省煤器給水旁路流量增加而提高，由305℃提高至322℃，已經(jīng)達到SCR 催化工作活性溫度，可以正常投入SCR 脫硝系統(tǒng)，經(jīng)計算，省煤器給水旁路流量每增加100t/h，SCR 入口煙溫提高約5.5℃，鍋爐排煙溫度由105℃提高至110℃，會對鍋爐效率產(chǎn)生一定的影響，工質(zhì)過冷度降低至22℃，省煤器可安全運行。所以，在機組350MW 深度調(diào)峰時，僅開省煤器給水旁路可以保證SCR 脫硝系統(tǒng)正常投運。

圖3 機組負荷350MW 時SCR 入口煙溫、水冷壁入口水溫、過冷度、排煙溫度隨省煤器旁路流量變化關(guān)系

4.2 機組負荷300MW

4.2.1 僅開省煤器給水旁路

機 組 負 荷300MW 時， 給 水 流 量 約970t/h， 對應(yīng)SCR 入口煙溫和水冷壁入口水溫分別為295 ℃和298℃，過冷度和排煙溫度分別為30℃和109℃，如圖4 所示，隨著省煤器旁路流量變大，SCR 入口煙溫和排煙溫度明顯升高，水冷壁入口水溫和省煤器出口過冷度逐漸降低。

圖4 機組負荷300MW 時SCR 入口煙溫、水冷壁入口水溫、過冷度、排煙溫度隨省煤器旁路流量變化關(guān)系

當(dāng)省煤器旁路流量開大到150t/h 時，旁路流量約為給水總量的1/6，SCR 入口煙溫提高至304℃，比未開給水旁路時提升9℃，比SCR 催化劑的工作溫度下限低約15℃，排煙溫度升高3℃，另由于走旁路的給水未參與煙氣換熱，導(dǎo)致水冷壁入口混合水溫降至289℃，而通過省煤器的水側(cè)工質(zhì)減少導(dǎo)致省煤器出口水溫升高，工質(zhì)過冷度下降至15℃。繼續(xù)開大省煤器給水旁路至300t/h，旁路流量約占總給水量1/3，此時，省煤器出口工質(zhì)過冷度為10，可保證水動力安全性，SCR 入口煙溫提升至314℃，基本接近SCR 催化劑工作溫度下限，可應(yīng)對短時間深度調(diào)峰需求，若長時間低負荷運行，還需進一步提高SCR 入口煙溫，以免生成NH4HSO4覆蓋在吸附劑表面，影響吸附劑性能，水冷壁入口混合水溫繼續(xù)降低至283℃，較未開水旁路降低約15℃。

經(jīng)計算，在僅開省煤器給水旁路時，SCR 入口煙溫每提高10℃，省煤器出口工質(zhì)過冷度降低約10℃，鍋爐排煙溫度提高約3℃，水冷壁入口混合水溫降低約8℃，由于主蒸汽溫度與水冷壁入口溫度密切相關(guān)，受水冷壁入口混合水溫的限制，不宜再繼續(xù)開大給水旁路，考慮開啟熱水再循環(huán)系統(tǒng)。

4.2.2 省煤器給水旁路復(fù)合熱水再循環(huán)

機組負荷300MW，給水流量970t/h，保持省煤器給水旁路流量300t/h，熱水再循環(huán)流量由0t/h 開到400t/h，SCR 入口煙溫、水冷壁入口水溫、過冷度、排煙溫度的變化如圖5 所示。熱水再循環(huán)流量200t/h 時，SCR 入口煙溫由314 ℃提高到321 ℃，已經(jīng)達到SCR催化劑工作溫度下限，脫硝效率98% 以上、噴氨量6000Nm3/h 左右、氨逃逸率0.4%條件下，可將SCR 出口自NOX控制在25mg/Nm3以下，省煤器出口工質(zhì)過冷度7℃，不影響水動力安全性，水冷壁入口混合水溫提升5℃達到288℃，排煙溫度118℃。繼續(xù)開大熱水再循環(huán)流量至300t/h，SCR 入口煙溫323℃，此溫度較適合SCR 催化劑工作，且水冷壁入口混合水溫達到295℃，有助于提高鍋爐主蒸汽參數(shù)，但省煤器出口工質(zhì)過冷度降低到5.5℃，一旦工況發(fā)生劇烈擾動，有可能造成省煤器水中帶汽，影響鍋爐水動力安全性，故機組在此工況運行時，需密切監(jiān)視省煤器出口工質(zhì)參數(shù)，參數(shù)調(diào)整要平穩(wěn)。

圖5 給水旁路復(fù)合熱水再循環(huán)SCR 入口煙溫、水冷壁入口水溫、過冷度、排煙溫度隨熱水再循環(huán)流量變化關(guān)系

5 結(jié)語

機組350MW 深度調(diào)峰時，總給水流量約1100t/h，省煤器給水旁路流量開至300t/h 時，在保證水動力安全性的前提下可以將SCR 入口煙溫提高至322℃，達到正常投入SCR 脫硝系統(tǒng)的條件，省煤器旁路流量每增加100t/h，SCR 入口煙溫提高約5.5℃，所以負荷350MW 時，只需開省煤器給水旁路就可以保證SCR 脫硝系統(tǒng)的正常投運。

機組300MW 深度調(diào)峰，總給水量970t/h，省煤器給水旁路每開大100t/h，SCR 入口煙溫可以提高6℃，旁路流量300t/h 可將SCR 入口煙溫提高至314℃，省煤器出口工質(zhì)過冷度10℃，可保證鍋爐水動力安全性，此工況可應(yīng)對短時深度調(diào)峰，若長時間深調(diào)，易生成NH4HSO4影響催化劑性能，故需進一步提高SCR 入口煙溫，需增開熱水再循環(huán)系統(tǒng)。

保持省煤器給水旁路流量300t/h，熱水再循環(huán)流量開至200 ～300t/h，SCR 入口煙溫提高至321 ～323℃，脫硝效率98%以上、噴氨量約6000Nm3/h 條件下，可將SCR 出口NOX控制在25mg/Nm3以下，工質(zhì)過冷度大于5.5℃，不影響水動力安全性，基本達到寬負荷脫硝改造目標(biāo)，另此工況鍋爐排煙溫度較初始溫度提高約12℃，經(jīng)估算鍋爐溫度每提高3℃，鍋爐效率下降0.15%，故鍋爐下降約0.45%。該改造方案可供同類型機組參考。