超臨界鍋爐省煤器旁路復(fù)合熱水再循環(huán)提升SCR入口煙溫技術(shù)應(yīng)用研究

李守磊，徐國鵬，程建朝，李學(xué)剛

（華能日照電廠，山東 日照 276800）

0 引言

截至2020年底，我國煤電裝機(jī)容量達(dá)到10.8 億kW，占全國總裝機(jī)容量的49.1%，2020 年煤電發(fā)電量為4.63 萬億kWh，占全國總發(fā)電量的60.8%［1］，煤電在我國發(fā)電行業(yè)的主導(dǎo)地位還將持續(xù)相當(dāng)長的一段時間。隨著我國經(jīng)濟(jì)的持續(xù)健康發(fā)展，電力需求日益增大，用電結(jié)構(gòu)也在發(fā)生變化，造成電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差不斷增大，隨機(jī)性、間歇性強(qiáng)的風(fēng)電、光伏等可再生能源電力的大規(guī)模并網(wǎng)，給電網(wǎng)的運(yùn)行安全帶來了沖擊。為了提高電網(wǎng)對可再生能源的消納，減少棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象的發(fā)生，煤電在電網(wǎng)中的作用由提供基礎(chǔ)電源逐漸向提供靈活可調(diào)電源轉(zhuǎn)換。為了提高煤電機(jī)組參與深度調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性，各地相繼出臺了電力輔助服務(wù)交易政策，對參與深度調(diào)峰的機(jī)組實(shí)施補(bǔ)貼［2］。

煤電機(jī)組開展深度調(diào)峰，除了需要解決鍋爐低負(fù)荷燃燒穩(wěn)定性［3］、供熱機(jī)組熱電解耦等問題外，還需要解決的一關(guān)鍵問題是保障機(jī)組深度調(diào)峰期間脫硝裝置的全程投運(yùn)［4］。目前，絕大部分煤電機(jī)組脫硝裝置的工作溫度為300～420 ℃［5-6］。當(dāng)機(jī)組深度調(diào)峰時，隨著鍋爐負(fù)荷的降低，脫硝裝置入口煙溫將降至300 ℃以下，為避免脫硝催化劑失去活性，脫硝裝置需要退出運(yùn)行，導(dǎo)致氮氧化物排放超標(biāo)，機(jī)組調(diào)峰中止。因此，針對深度調(diào)峰期間，脫硝裝置無法投入的機(jī)組，需要進(jìn)行提高脫硝裝置入口煙溫改造。

提高脫硝裝置入口煙溫的主要技術(shù)包括省煤器外部煙氣旁路［7］、省煤器內(nèi)部煙氣旁路、熱水再循環(huán)、省煤器給水旁路、分級省煤器［8-9］、附加高溫加熱器［10］等。絕大多數(shù)燃煤機(jī)組通過優(yōu)化設(shè)計(jì)選擇單一技術(shù)方案即可實(shí)現(xiàn)機(jī)組深度調(diào)峰期間脫硝裝置入口煙溫提升至工作溫度范圍，但針對脫硝裝置入口煙溫遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于工作溫度范圍的機(jī)組，則需要其中兩種或多種技術(shù)的聯(lián)合應(yīng)用［11］。

以山東某電廠680 MW 機(jī)組鍋爐為例，介紹熱水再循環(huán)和省煤器給水旁路技術(shù)在國內(nèi)超臨界機(jī)組上的聯(lián)合應(yīng)用。

1 研究對象概況

鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)制造的SG-2150/25.4-M973 型超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行螺旋管圈直流爐。鍋爐采用單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風(fēng)、Π 型露天布置、固態(tài)排渣、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)。脫硝系統(tǒng)采用選擇性催化還原（Selective Catalytic Reduction，SCR）工藝，催化劑選用蜂窩型，布置三層，系統(tǒng)采用氨氣為還原劑。

鍋爐不同負(fù)荷下脫硝裝置入口煙溫?cái)?shù)據(jù)如表1所示。鍋爐脫硝催化劑運(yùn)行溫度低限為300 ℃，若要確保鍋爐深度調(diào)峰至238 MW（35%額定負(fù)荷）以上脫硝裝置全程投入，必須進(jìn)行提高脫硝裝置入口煙溫改造。考慮到煤質(zhì)、運(yùn)行參數(shù)波動等影響，238 MW負(fù)荷下需提高脫硝裝置入口煙溫25～30 ℃。

表1 不同負(fù)荷下脫硝裝置入口煙溫 單位：℃

2 寬負(fù)荷脫硝改造方案

通過對現(xiàn)場勘察，受空間限制鍋爐現(xiàn)場不具備高溫?zé)煔馀月泛头旨壥∶浩鞯母脑鞐l件，為實(shí)現(xiàn)低負(fù)荷下脫硝裝置入口煙溫的大幅提升，首先考慮的是煙溫提升幅度較大的熱水再循環(huán)技術(shù)。通過熱力計(jì)算，204～238 MW 負(fù)荷下分離器經(jīng)爐水循環(huán)泵可返回水量最大約400 t/h，400 t/h飽和爐水與省煤器進(jìn)口水混合，進(jìn)口水溫提高約38 ℃，省煤器出口煙溫最大可提升至296 ℃。單獨(dú)采取熱水再循環(huán)技術(shù)不能滿足脫硝裝置長時間安全穩(wěn)定投運(yùn)的需求。減少省煤器與煙氣的換熱以此提高省煤器出口煙溫，除了通過提高省煤器進(jìn)口水溫外，還可以通過減少省煤器給水流量來實(shí)現(xiàn)，因此，采取熱水再循環(huán)和省煤器給水旁路聯(lián)合應(yīng)用技術(shù)，可以最大限度地減少省煤器與煙氣的換熱，提高省煤器出口即SCR裝置入口煙溫。

綜合考慮現(xiàn)場條件、建造成本和改造效果，最終采用熱水再循環(huán)與省煤器給水旁路聯(lián)合方案，以滿足脫硝裝置深度調(diào)峰期間的投運(yùn)溫度要求［12-13］。

2.1 基本改造方案

寬負(fù)荷脫硝改造方案如圖1 所示。自省煤器進(jìn)口給水管路上接出旁路管道，該旁路管道引至省煤器出口管，通過給水旁路來減少省煤器的進(jìn)水量，同時利用爐水循環(huán)泵將高溫爐水注入給水管道（鍋爐濕態(tài)運(yùn)行時），提高省煤器入口水溫，減少省煤器換熱量，從而達(dá)到提高SCR 入口煙溫的目的。旁路管道上配有手動截止閥、電動截止閥、電動調(diào)節(jié)閥等用來控制省煤器旁路水量，同時設(shè)有流量計(jì)用以測量旁路流量大小。為監(jiān)測省煤器出口（混合前）水溫過冷度，在省煤器出口管道上增設(shè)了溫度、壓力測點(diǎn)。

圖1 寬負(fù)荷脫硝改造方案

2.2 改造方案的安全可靠性

熱水再循環(huán)和省煤器給水旁路的聯(lián)合方案，可以實(shí)現(xiàn)在提高SCR 入口煙溫的同時又可有效控制省煤器出口水溫，通過調(diào)整熱水再循環(huán)量和旁路給水量確保省煤器出口給水有一定的過冷度，這既提高了SCR 入口煙溫，確保脫硝系統(tǒng)的正常投運(yùn)，又保證了機(jī)組設(shè)備的運(yùn)行穩(wěn)定安全。同時，進(jìn)入水冷壁的工質(zhì)溫度提高后，水冷壁的欠焓降低，有利于提高鍋爐水動力安全性。

此外，采取熱水再循環(huán)與省煤器給水旁路相結(jié)合工質(zhì)側(cè)改造技術(shù)，與采取高溫?zé)煔馀月返葻煔鈧?cè)改造技術(shù)相比，具有管路嚴(yán)密性好、操控精準(zhǔn)的特點(diǎn)，不存在正常運(yùn)行工況高溫?zé)煔鈸醢宀粐?yán)導(dǎo)致的鍋爐排煙溫度高、脫硝入口煙溫超高限的風(fēng)險。

2.3 改造方案的可操作性

考慮到鍋爐自帶爐水循環(huán)泵系統(tǒng)，因此開展熱水再循環(huán)與省煤器給水旁路改造較容易實(shí)現(xiàn)，僅需要在省煤器進(jìn)口給水管路上增設(shè)一條支管，該省煤器支管與省煤器出口管匯連，在支管上加裝單通閥、截止閥和調(diào)節(jié)閥［14］，利用已有的分離器出口管道通過爐水循環(huán)泵與省煤器進(jìn)口聯(lián)箱相連。改造工程量小，工期短，費(fèi)用較低。

2.4 改造方案的經(jīng)濟(jì)性

考慮到熱水再循環(huán)和省煤器給水旁路聯(lián)合方案是通過削弱省煤器與煙氣的換熱，從而提高脫硝裝置入口煙氣溫度，無疑低負(fù)荷運(yùn)行時會提高排煙溫度從而導(dǎo)致鍋爐效率降低。通過估算，鍋爐SCR 入口煙溫每提升10 ℃，排煙溫度將升高3 ℃左右，鍋爐效率會降低約0.15%［15］。35%額定負(fù)荷下，通過此方案將SCR 入口煙溫提升30 ℃時，鍋爐效率約降低0.45%，合約發(fā)電煤耗升高1.4 g/kWh。

3 寬負(fù)荷脫硝改造效果分析

3.1 單獨(dú)投運(yùn)省煤器給水旁路系統(tǒng)

272 MW 鍋爐負(fù)荷下，鍋爐維持干態(tài)運(yùn)行，SCR入口煙溫為284.7 ℃，單獨(dú)投運(yùn)省煤器給水旁路，SCR入口煙溫隨旁路給水流量的變化如圖2所示。當(dāng)旁路給水流量為143 t/h 時，SCR 入口煙溫上升至293.5 ℃，當(dāng)旁路給水流量為230 t/h 時，SCR 入口煙溫上升至298.0 ℃，當(dāng)旁路給水流量增加至310 t/h時，SCR 入口煙溫上升至300.2 ℃，此時省煤器出口工質(zhì)過冷度為14.2 ℃，可確保鍋爐水冷壁的運(yùn)行安全。隨著省煤器給水旁路流量的增加，SCR 入口煙溫呈逐漸上升的趨勢。單獨(dú)投運(yùn)省煤器給水旁路系統(tǒng)，每增加省煤器水旁路流量100 t/h，SCR 裝置入口煙溫可升高約5 ℃。

圖2 SCR入口煙溫與省煤器水旁路流量關(guān)系（272 MW）

受限于省煤器給水旁路流量過大可能導(dǎo)致省煤器汽化的風(fēng)險，單獨(dú)投運(yùn)省煤器給水旁路時，旁路給水流量控制不超過330 t/h。

3.2 聯(lián)合投運(yùn)給水旁路和熱水再循環(huán)系統(tǒng)

3.2.1 熱水再循環(huán)流量對SCR入口煙溫的影響

機(jī)組負(fù)荷240 MW 工況下，機(jī)組轉(zhuǎn)濕態(tài)運(yùn)行，投運(yùn)熱水再循環(huán)與省煤器給水旁路復(fù)合系統(tǒng)，在省煤器給水旁路流量為100 t/h、再循環(huán)流量為650 t/h時，SCR 入口煙溫為293.0 ℃。為探求系統(tǒng)聯(lián)合投運(yùn)時熱水再循環(huán)流量對SCR 入口煙溫的影響，在保持100 t/h 省煤器旁路流量不變情況下，將熱水再循環(huán)流量分別增加至700 t/h、750 t/h、800 t/h、850 t/h、900 t/h，試驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。

圖3 SCR入口煙溫與省煤器水旁路流量關(guān)系（240 MW）

投運(yùn)熱水再循環(huán)與省煤器旁路聯(lián)合系統(tǒng)時，當(dāng)熱水再循環(huán)流量分別為650 t/h、700 t/h、750 t/h、800 t/h、850 t/h、900 t/h 時，SCR 入口煙溫分別為293.0 ℃、293.9 ℃、294.9 ℃、295.4 ℃、296.1 ℃、298.1 ℃，隨著熱水再循環(huán)流量的增加，SCR 入口煙溫逐步上升，每增大熱水再循環(huán)流量100 t/h，SCR入口煙溫可升高約2 ℃。當(dāng)熱水再循環(huán)流量增加至900 t/h 時，省煤器出口工質(zhì)過冷度為31.2 ℃，鍋爐水冷壁運(yùn)行安全性大幅提升。

3.2.2 省煤器給水旁路流量對SCR入口煙溫的影響機(jī)組調(diào)峰至204 MW 負(fù)荷，SCR 入口煙溫進(jìn)一步降低，投運(yùn)熱水再循環(huán)與省煤器給水旁路聯(lián)合系統(tǒng)。為研究熱水再循環(huán)和省煤器給水旁路聯(lián)合投運(yùn)時，省煤器給水旁路流量對SCR 入口煙溫的影響，在保持熱水再循環(huán)流量為750 t/h 不變的條件下，將省煤器給水旁路流量分別調(diào)整為100 t/h、185 t/h、215 t/h、250 t/h、300 t/h，試驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。

圖4 SCR入口煙溫與省煤器水旁路流量關(guān)系（204 MW）

投運(yùn)熱水再循環(huán)與省煤器給水旁路聯(lián)合系統(tǒng)，保持熱水再循環(huán)流量為750 t/h 不變，當(dāng)省煤器給水旁路流量分別為100 t/h、185 t/h、215 t/h、250 t/h、300 t/h時，SCR入口煙溫分別為275.0 ℃、285.0 ℃、293.5 ℃、298.0 ℃、304.0 ℃，隨著省煤器給水流量的增加，SCR入口煙溫呈明顯上升趨勢，每增加省煤器水旁路流量100 t/h，SCR入口煙溫可升高10 ℃左右，較單獨(dú)投運(yùn)省煤器給水旁路時煙溫提升效果明顯增加，這是由于熱水再循環(huán)與給水旁路聯(lián)合投運(yùn)后，熱水再循環(huán)流量增大，省煤器入口水溫由239 ℃升高至287 ℃，隨著旁路給水流量的增加，省煤器中工質(zhì)與煙氣的換熱明顯削弱，在保障設(shè)備安全的前提下，SCR 入口煙溫提升幅度得以明顯增加。當(dāng)熱水再循環(huán)流量為750 t/h、省煤器給水旁路流量為300 t/h時，鍋爐省煤器出口工質(zhì)過冷度為10.6 ℃，可確保水冷壁的運(yùn)行安全。

3.3 改造效果分析

根據(jù)改造方案，鍋爐干態(tài)運(yùn)行工況僅能投運(yùn)省煤器水旁路系統(tǒng)，將部分給水直接引至省煤器出口管道，減少流經(jīng)省煤器的介質(zhì)從而減小省煤器的換熱量，進(jìn)而減少省煤器煙溫溫降，提高SCR 入口煙溫。但在投運(yùn)中，全開省煤器水旁路上的調(diào)閥后旁路流量僅為150 t/h 左右，需要通過關(guān)小鍋爐上水主閥的節(jié)流方式提高給水壓力，增大省煤器旁路流量。因此節(jié)流時需緩慢進(jìn)行特別在鍋爐上水主閥流量特性變化大的開度區(qū)間時，應(yīng)注意給水自動調(diào)節(jié)是否正常，確保給水流量保持穩(wěn)定；另一方面隨省煤器水旁路流量的增加，省煤器的介質(zhì)減少，省煤器出口的水溫不斷升高，其過冷度將減小，為確保省煤器及水冷壁的安全，需保證水冷壁入口水的欠焓，水冷壁入口水的最小過冷度在最低直流負(fù)荷段需達(dá)到17～25 ℃［16］，因省煤器給水旁路中未加熱的給水會在水冷壁入口之前與省煤器中加熱后的給水混合后進(jìn)入水冷壁下聯(lián)箱，因此將省煤器出口給水的過冷度報警值設(shè)定為10 ℃。當(dāng)其過冷度≤10 ℃時，將通過自動邏輯閉鎖給水旁路的調(diào)閥開大。

在鍋爐濕態(tài)運(yùn)行工況可投運(yùn)省煤器水旁路與熱水再循環(huán)聯(lián)合系統(tǒng)，通過省煤器水旁路減少至省煤器入口給水流量及爐水循環(huán)泵將熱水與給水混合，兩方面疊加提高省煤器入口水溫。通過改變熱水再循環(huán)流量，當(dāng)熱水再循環(huán)量900 t/h 時爐水循環(huán)泵已接近最大出力，熱水再循環(huán)量可調(diào)整空間不大，煙溫提升能力有限。在機(jī)組負(fù)荷204 MW 時，通過調(diào)整省煤器再循環(huán)流量750 t/h，省煤器水旁路流量300 t/h，省煤器入口水溫提高至287 ℃，進(jìn)一步地減少了省煤器的吸熱量，SCR 入口煙溫升高了30 ℃，SCR 入口平均煙溫可達(dá)到303.5 ℃，滿足脫硝系統(tǒng)的投運(yùn)條件。通過與近兩次開機(jī)機(jī)組負(fù)荷204 MW 工況下SCR入口煙溫對比，投運(yùn)熱水再循環(huán)與省煤器給水旁路復(fù)合系統(tǒng)后，SCR 入口煙溫提升明顯，升高30 ℃左右，達(dá)到了改造預(yù)期效果。

4 結(jié)語

熱水再循環(huán)與省煤器給水旁路聯(lián)合系統(tǒng)改造后，單獨(dú)投運(yùn)省煤器給水旁路時，SCR 入口煙溫最大提升幅度為15 ℃左右，每增加省煤器給水旁路流量100 t/h，SCR 入口煙溫可升高約5 ℃；聯(lián)合投運(yùn)熱水再循環(huán)與省煤器給水旁路后，SCR 入口煙溫可提升30 ℃左右，維持一定的熱水再循環(huán)流量，每增加省煤器給水旁路流量100 t/h，SCR 入口煙溫可升高約10 ℃。熱水再循環(huán)與省煤器給水旁路聯(lián)合應(yīng)用時，維持熱水再循環(huán)流量750～800 t/h，可通過調(diào)整省煤器給水旁路流量控制SCR 入口煙溫。系統(tǒng)改造完成后，運(yùn)行參數(shù)穩(wěn)定，能夠滿足機(jī)組低負(fù)荷時脫硝系統(tǒng)長期穩(wěn)定運(yùn)行的要求。該改造方案可供同類機(jī)組參考。