(廣州發(fā)展電力集團(tuán)有限公司，廣州 510623)

0 引言

佛山恒益發(fā)電有限公司(以下簡稱恒益發(fā)電公司)脫硝裝置采用選擇性催化還原(SCR)工藝，設(shè)置2+1層催化劑(第3層為預(yù)留安裝空間，2層共安裝280個模塊，362.88 m3)，脫硝設(shè)計(jì)效率為80%。脫硝裝置垂直布置在鍋爐豎井煙道后、省煤器與空氣預(yù)熱器(以下簡稱空預(yù)器)之間，空預(yù)器未拖出布置，脫硝框架下方布置送風(fēng)機(jī)和一次風(fēng)機(jī)。SCR脫硝裝置采用蜂窩式中溫催化劑，按照催化劑廠家給定的技術(shù)要求，最低連續(xù)運(yùn)行煙溫不得低于300 ℃，最高連續(xù)運(yùn)行煙溫不得高于410 ℃(廠家建議在320～400 ℃區(qū)間運(yùn)行)。近年來，機(jī)組需頻繁參與電網(wǎng)深度調(diào)峰，調(diào)峰負(fù)荷區(qū)間為210～600 MW，夜間和周末的負(fù)荷經(jīng)常低于300 MW。機(jī)組負(fù)荷在300 MW時， SCR脫硝裝置入口平均煙溫在300 ℃左右，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷低于300 MW時，SCR脫硝裝置無法正常投入運(yùn)行，NOx排放很難滿足環(huán)保要求，嚴(yán)重影響了電廠的生存和發(fā)展。機(jī)組各負(fù)荷段SCR脫硝裝置入口煙溫平均值見表1。

1 省煤器分級改造前設(shè)備狀況和運(yùn)行方式

1.1 改造前省煤器概況

省煤器布置于鍋爐的后煙井低溫再熱器下面，3組光管蛇形管順列排列，與煙氣呈逆流布置。管子規(guī)格為? 51.0 mm×8.0 mm，材料為SA-210C，共167片，每片受熱面由3根并聯(lián)蛇形套管組成，總計(jì)501根管子。橫向節(jié)距為112 mm，縱向節(jié)距為102mm。省煤器由吊桿和管夾支吊分別承載于3只省煤器中間集箱下，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。懸吊管規(guī)格為?63.5 mm×13.0 mm，共165根，材料為SA-210C，懸吊管內(nèi)的介質(zhì)來自省煤器[1-3]。

表1 改造前機(jī)組各負(fù)荷段SCR脫硝裝置入口煙溫平均值Tab.1 Average temperature of SCR denitrification device inlet flue gas under various load conditions before retrofit

1.2 吹灰器布置情況及吹灰方式

(1)鍋爐本體各受熱面吹灰器布置情況。各受熱器吹灰均采用蒸汽吹灰，爐膛96只，末級再熱器及末級過熱器28只，低溫再熱器14只，二級省煤器(原省煤器)24只，一級省煤器(新加裝的分級省煤器)6只。

(2)吹灰方式。鍋爐水冷壁吹灰：每2天1次，分單雙層隔天吹(白班)；鍋爐過熱器及煙道吹灰(含一、二級省煤器)：每天1次(白班)；空預(yù)器熱端吹灰：每天1次(白班)；空預(yù)器冷端吹灰：每班1次；脫硝系統(tǒng)吹灰：每天1次(白班)。吹灰順序?yàn)椋嚎疹A(yù)器、水冷壁、延伸煙道、尾部煙道、脫硝催化劑，最后再吹空預(yù)器。水冷壁吹灰順序?yàn)閺南峦现饘M(jìn)行；過熱器、再熱器、尾部煙道、脫硝催化劑吹灰按煙氣流動方向逐對進(jìn)行；鍋爐本體吹灰有“順控”方式(連續(xù)或步進(jìn))和“手動”方式。

2 省煤器分級改造前采取的措施

通過燃燒調(diào)整，優(yōu)化吹灰方式(視受熱面管金屬壁溫情況，不吹或盡量少吹爐本體受熱面)，盡可能提高SCR脫硝裝置入口煙氣溫度，同時增加空預(yù)器冷、熱端和脫硝的吹灰次數(shù)，但效果甚微，仍經(jīng)常出現(xiàn)低負(fù)荷時SCR脫硝裝置被迫退出的情況。

3 省煤器分級改造情況

恒益發(fā)電公司先后邀請西安熱工研究院有限公司、阿爾斯通中國電力服務(wù)公司、上海發(fā)電設(shè)備成套設(shè)計(jì)研究院、上海鍋爐廠環(huán)保部及上海電氣集團(tuán)公司等來廠進(jìn)行了技術(shù)交流，也到國內(nèi)相關(guān)改造單位進(jìn)行了調(diào)研。根據(jù)設(shè)備狀況，結(jié)合幾種寬負(fù)荷脫硝改造方案，恒益電廠最終選擇了“省煤器上下分級”的方案：在進(jìn)行熱力計(jì)算的基礎(chǔ)上，將原有省煤器靠煙氣下游部分拆除，在SCR反應(yīng)器后增設(shè)一定的省煤器受熱面；給水直接引至位于SCR反應(yīng)器后面的省煤器，然后通過連接管道引至位于SCR反應(yīng)器前面的省煤器中；通過減少SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，達(dá)到300 MW時SCR反應(yīng)器入口溫度在320 ℃以上，240 MW時在300 ℃以上的目的，以保證SCR脫硝裝置可以在最低穩(wěn)然負(fù)荷以上正常運(yùn)行。煙氣通過SCR反應(yīng)器，由SCR反應(yīng)器后的新增省煤器來吸收煙氣中的余熱，以保證空預(yù)器進(jìn)、出口煙溫基本不變。保證SCR脫硝裝置在最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上正常投運(yùn)的同時，鍋爐熱效率等性能指標(biāo)不受影響[4]。

考慮到脫硝出口煙道可布置分級省煤器的空間較小，此次改造新增省煤器受熱面采用H型鰭片管。割除原省煤器管道換熱面積約5 150 m2，在SCR脫硝裝置出口煙道上新增H型鰭片管省煤器(包含鰭片)的換熱面積約10 444 m2[5-6]。

4 H型鰭片管省煤器結(jié)構(gòu)分析及優(yōu)勢評估

4.1 H型鰭片管概述

H型鰭片管省煤器采用H型鰭片制成，將兩片中間有圓弧的鋼片對稱地與光管焊接在一起形成鰭片(也稱肋片或蝶片)，然后采用閃光電阻焊的方法將鰭片焊接在與管子軸線垂直的方向。

4.2 改造優(yōu)勢

4.2.1 有效解決改造空間緊湊問題

新增省煤器放置在SCR脫硝裝置出口煙道，布置空間十分有限，而H型鰭片管省煤器屬于緊湊型換熱器，可有效提高單位空間中所容納省煤器受熱面面積。

(1)與光管相比，同樣長度的H型鰭片管受熱面積大約為光管的5倍。

(2)在煙氣流程方向，H型鰭片管受熱面的間距取決于管子彎頭的彎管半徑，此次改造省煤器管規(guī)格為?44.5 mm×6.5 mm，原設(shè)計(jì)省煤器管規(guī)格為?51.0 mm×8.0 mm，管徑及縱向節(jié)距均減小，即減少了省煤器布置空間。為了提高管排的剛性和提高鰭片焊接工效，此次改造采用了雙H型鰭片管。

4.2.2 優(yōu)異的防磨性能

省煤器的磨損主要是灰粒對管子的沖擊和切削作用，在管子周圍，與水平線呈30°的部位磨損最厲害，磨損量為平均值的3倍；錯列布置管束由于氣流方向改變，第2排磨損最厲害，是第1排磨損量的2倍，以后各排磨損量比第1排大30%～40%；順列布置管束第1排與錯列布置第1排相同，以后各排由于氣流沖擊不到管子，磨損較輕。在其他條件相同的情況下，順列布置管束的最大磨損量為錯列布置管束的20%～25%；管子磨損速度與煙氣速度不均系數(shù)成正比，與飛灰濃度不均系數(shù)成正比。

H型鰭片管省煤器采用順列布置方式，H型鰭片與管子垂直，將空間分成若干小的區(qū)域，對氣流有均流作用，與采用錯列布置方式的光管省煤器、螺旋肋片省煤器、縱向鰭片省煤器相比，在其他條件相同情況下，壽命提高3～4倍。

表2 改造后機(jī)組SCR脫硝裝置入口煙溫異常情況統(tǒng)計(jì)Tab.2 Abnormal temperature of SCR denitrification device inlet flue gas after retrofit

此次改造省煤器布置在SCR脫硝裝置出口煙道，煙道可利用空間較小，煙道流場分布不如原設(shè)計(jì)省煤器均勻，且煙氣溫度較低，這就要求新增省煤器具有較高的抗磨損特性，故此次改造采用雙H型鰭片管省煤器。為防止彎頭與煙道壁面相鄰處形成煙氣走廊，用隔板將彎頭隔離在煙氣流之外，徹底解決該區(qū)域磨損問題。相對于光管、螺旋管圈及其他形式的省煤器，防磨效果更好，使用壽命更長。

4.2.3 積灰少

適當(dāng)提高煙氣流速可以防止積灰。H型鰭片的耐飛灰磨損性好，一般可選取比光管更高的煙氣流速。

H型鰭片焊在管子不易積灰的兩側(cè)，中間有4～10 mm間隙，兩邊形成筆直通道，可引導(dǎo)氣流吹掃管子鰭片上的灰，不易積灰。

5 改造后吹灰方式的調(diào)整

恒益發(fā)電公司#2鍋爐進(jìn)行省煤器分級改造后，仍按原方式和順序進(jìn)行吹灰，多次出現(xiàn)SCR脫硝裝置入口煙氣溫度達(dá)不到或超過設(shè)計(jì)的脫硝投運(yùn)溫度的情況，見表2。因此，恒益發(fā)電公司對吹灰方式進(jìn)行了優(yōu)化調(diào)整。運(yùn)行值班人員根據(jù)當(dāng)日負(fù)荷指令曲線，提前進(jìn)行預(yù)判，安排吹灰。一般情況下仍采用順控方式，必要時手動分層(隔層)、分區(qū)域、分班進(jìn)行吹灰，具體優(yōu)化措施如下。

(1)長期低負(fù)荷期間，在保證SCR脫硝裝置入口煙氣溫度不低于SCR脫硝裝置允許噴氨最低溫度(300 ℃)的情況下，也需合理安排吹灰，防止突然快速升負(fù)荷時SCR脫硝裝置入口煙氣溫度超過噴氨最高溫度(400 ℃)。吹灰期間，運(yùn)行人員密切監(jiān)視SCR脫硝裝置入口煙氣溫度，SCR脫硝裝置入口煙氣溫度兩側(cè)同時低于305℃時應(yīng)立即停止吹灰。

(2)長期高負(fù)荷運(yùn)行期間，在保證SCR脫硝裝置入口煙氣溫度不高于SCR脫硝裝置允許噴氨最高溫度(400 ℃)及各受熱面金屬壁溫沒有超溫的情況下，不必過多吹灰。

(3)對省煤器進(jìn)行吹灰，改變SCR脫硝裝置入口煙氣溫度較為直接，特別是省煤器分級后對二級省煤器吹灰，影響SCR脫硝裝置入口煙氣溫度更為明顯。因此，在低負(fù)荷時，如對二級省煤器進(jìn)行吹灰，需減少同時投用吹灰器的數(shù)量，增加吹灰間隔或避開離SCR脫硝裝置較近的吹灰器。即需對二級省煤器進(jìn)行逐層或分區(qū)吹灰，吹完一層或一個區(qū)域后暫停省煤器吹灰，觀察SCR脫硝裝置入口煙氣溫度變化情況，再進(jìn)行下一步的吹灰安排。

(4)如機(jī)組長期處于低負(fù)荷(240～300 MW)，又未適當(dāng)安排吹灰，在突然快速升負(fù)荷，特別是快速升至滿負(fù)荷時，在確保機(jī)組平穩(wěn)升負(fù)荷的同時，及時投入二級省煤器吹灰，防止SCR脫硝裝置入口煙氣溫度超過SCR脫硝裝置允許噴氨最高溫度(400 ℃)。

6 改造效果

改造后機(jī)組各負(fù)荷段SCR脫硝裝置入口煙溫平均值見表3。改造后#1鍋爐效率為94.62%，#2鍋爐效率為95.05%，略高于改造前。

表3 改造后機(jī)組各負(fù)荷段SCR脫硝裝置入口煙溫平均值Tab.3 Average temperature of SCR denitrification device inlet flue gas at various load conditions after retrofit

7 結(jié)束語

目前，燃煤機(jī)組典型SCR脫硝裝置采用中溫催化劑，按照各廠家給定的技術(shù)指標(biāo)，普遍要求最低噴氨煙溫不得低于280 ℃(恒益發(fā)電公司為320 ℃)，而大部分電廠在低負(fù)荷時，SCR脫硝裝置入口煙氣溫度低于320 ℃，甚至低于280 ℃，無法滿足最低噴氨煙溫要求，導(dǎo)致脫硝裝置被迫退出，造成氮氧化物排放超標(biāo)，污染區(qū)域大氣。在低溫催化劑未廣泛應(yīng)用之前，為確保SCR脫硝裝置的正常工作和脫硝效率，勢必進(jìn)行相應(yīng)改造，以提高SCR脫硝裝置入口煙氣溫度。將省煤器分級布置是有效提高SCR脫硝裝置入口煙氣溫度的重要方法，且在其他設(shè)計(jì)參數(shù)一定的情況下，省煤器分級布置時的鍋爐效率和排煙溫度等能做到與不分級布置一致。

對于新建機(jī)組，可在初設(shè)時就按分級布置設(shè)計(jì)，重點(diǎn)考慮基礎(chǔ)、鋼梁承重及一/二級省煤器的分配比例。對于改造機(jī)組，在進(jìn)行省煤器分級改造時，需確保提資的準(zhǔn)確性，要以常燃煤種在各個穩(wěn)定工況下的參數(shù)為設(shè)計(jì)依據(jù)。首先要確定SCR脫硝裝置出口空間能否滿足一級省煤器的布置，并根據(jù)空間大小和投資成本考慮選用光管還是鰭片管；其次是校核原脫硝基礎(chǔ)和鋼梁是否可進(jìn)行加固，加固后能否滿足新的載荷量；原省煤器的割管面積及新增省煤器的面積計(jì)算要準(zhǔn)確，否則會影響鍋爐效率和排煙溫度。改造后需及時對爐本體吹灰方式進(jìn)行優(yōu)化，必要時需進(jìn)行脫硝煙道流場優(yōu)化。