摘 要：以某 330 MW 機組 SCR 脫硝系統(tǒng)為研究對象，為了適應(yīng)機組深度靈活性調(diào)峰，開展 SCR 脫硝系統(tǒng)優(yōu)化改造技術(shù)研究。結(jié)合煤中的硫分和水分，機組負荷降低至 30%THA 工況時，為了滿足脫硝系統(tǒng)能夠正常運行，脫硝入口煙氣溫度需提高 18 ℃，從技術(shù)安全性、可靠性和經(jīng)濟性等方面分析比較省煤器煙氣旁路、省煤器分級、省煤器給水旁路、省煤器熱水再循環(huán)和增設(shè)零號高加等提升脫硝系統(tǒng)低負荷時煙氣溫度技術(shù)，確定省煤器水旁路為最佳改造方案，為同類型機組脫硝系統(tǒng)改造提供參考依據(jù)。

關(guān)鍵詞：燃煤機組；深度調(diào)峰；靈活性改造；SCR 脫硝系統(tǒng)

為解決日益嚴重的棄風（光、水）問題，提高新能源的消納能力，提高火電機組的運行靈活性已是迫在眉睫的任務(wù)，國家能源局 2016 年初連續(xù)召開會議和發(fā)文，對開展火電靈活性改造提出明確要求，計劃“十三五”期間我國實施 2.2 億千瓦燃煤機組的靈活性改造，使機組具備深度調(diào)峰能力，并進一步增加負荷響應(yīng)速率，部分機組具備快速啟停調(diào)峰能力。

為響應(yīng)國家號召，提高機組的上網(wǎng)競爭力和盈利能力，某電廠擬開展機組靈活性改造項目，實現(xiàn)純凝工況 30%額度負荷的深度調(diào)峰能力。而實現(xiàn)機組深度調(diào)峰首要解決的是低負荷時?SCR脫硝系統(tǒng)正常投運問題，需要通過技術(shù)改造提高脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度，開展脫硝系統(tǒng)優(yōu)化改造技術(shù)研究非常必要，也可為同類型機組改造提供參考依據(jù)。

1 鍋爐設(shè)備概況

某電廠鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產(chǎn)制造的亞臨界參數(shù)、一次中間再熱、緊身封閉、自然循環(huán)汽包爐，采用平衡通風、直流式燃燒器、四角切圓燃燒方式，燃用煙煤。鍋爐采用擺動式直流燃燒器、四角布置、切向燃燒方式，燃燒器可上下擺動，最大擺角為?30?。鍋爐配備 5 臺中速磨煤機，4 投 1 備。

1.1 主要參數(shù)

鍋爐主要設(shè)計參數(shù)見表 1。

表 1 鍋爐基本設(shè)計參數(shù)

1.2 鍋爐燃料特性

鍋爐設(shè)計煤種、試驗煤種特性見表 2。

表 2 鍋爐煤種特性

2 SCR 脫硝系統(tǒng)優(yōu)化改造技術(shù)研究

2.1 低負荷脫硝系統(tǒng)運行存在的制約因素

SCR 系統(tǒng)的催化劑的工作溫度通常在 300～400 ℃之間，因此要求通過 SCR 反應(yīng)器的煙氣溫度應(yīng)始終保持在 300～400 ℃之間，否則脫硝系統(tǒng)無法正常工作。經(jīng)過現(xiàn)場勘測與數(shù)值計算，某公司鍋爐在 300 MW（90%THA 負荷）下 SCR 入口煙溫分別為 375 ℃左右；140 MW（45%THA 負荷）下 SCR入口煙溫為 314 ℃左右，此時脫硝系統(tǒng)基本可以運行，若負荷繼續(xù)降低，脫硝進口煙氣溫度降低于300 ℃，不滿足運行要求。經(jīng)過計算，30%THAL負荷下 SCR 入口煙溫約為 282 ℃，應(yīng)進行改造解決脫硝系統(tǒng)低負荷不能運行的問題。

2.2 改造要求

經(jīng)過計算，30%THA 工況下脫硝入口煙氣溫度為 282 ℃左右，考慮到現(xiàn)用煤種的硫分及水分含量均不高，將最低脫硝煙溫調(diào)整至 300 ℃，以兼顧生產(chǎn)和環(huán)保的雙重需求。寬負荷脫硝改造按 SCR 入口煙氣溫度從 282 ℃增加到 300 ℃，溫升幅度為 18℃來考慮。

2.3 改造技術(shù)

提高煙氣溫度有以下可行的技術(shù)手段：省煤器煙氣旁路、省煤器分級、省煤器給水旁路、省煤器熱水再循環(huán)和增設(shè)零號高加。通過各種技術(shù)方案對比確定最佳改造技術(shù)路線。

2.3.1 分級省煤器技術(shù)

(1) 技術(shù)原理

省煤器分級是近年發(fā)展起來的一項新的滿足脫硝系統(tǒng)低負荷投運的技術(shù)，即將原來的單級省煤器拆成兩級，一級布置在 SCR 裝置之前，一級布置在SCR 裝置之后，不需要額外增加省煤器的換熱面積，只需增設(shè)兩級省煤器間的集箱、連接管道等。給水管道改至位于 SCR 反應(yīng)器后的新增省煤器入口處，兩級省煤器之間采用大口徑連接管道進行連接，通過減少 SCR 反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，達到提高 SCR 反應(yīng)器入口煙溫的目的。具體改造范圍：原省煤器包括入口集箱和吊掛管下集箱全部更換，原煙道配合省煤器進行局部改造，新增加一級脫硝出口省煤器，包括上下集箱及蛇形管屏，增加兩級省煤器間的連接管，新增脫硝出口省煤器支撐結(jié)構(gòu)，下集箱入口前給水管道改造，核算 SCR 殼體及鋼結(jié)構(gòu)的安全性，進行相應(yīng)加固改造。

省煤器分級布置在有效提高 SCR 入口煙溫的同時并不會影響鍋爐熱效率，既能保證 SCR 裝置的正常投運，又確保鍋爐運行經(jīng)濟性不受影響。

省煤器分級布置示意圖如圖 1 所示。

圖 1 分級省煤器平面布置示意圖

(2) 技術(shù)特點

減少原省煤器的部分受熱面積（約占原有省煤器面積的25%～28%）。拆除SCR至空預(yù)器的煙道，在新制煙道中增加分級省煤器（約占原省煤器面積的 30%～33%），改造時需保證原空氣預(yù)熱器、磨煤機出力不變。改造后省煤器整體換熱效果基本不變, 以使空預(yù)器后排煙溫度基本不變，保證鍋爐效率不變。

省煤器分級布置方案存在一些不足甚至隱患，省煤器分級布置屬于一項“過程不可逆”的永久性改造措施，且該方案對煙溫不具有動態(tài)調(diào)節(jié)的能力，對變煤種、變工況缺乏適應(yīng)性。如果省煤器面積分級比例設(shè)計不精確，會造成滿負荷時省煤器出口煙氣溫度超過催化劑最高承受溫度，造成脫硝系統(tǒng)無法投運。

以該公司鍋爐為對象進行熱力計算，30%THA為最低脫硝負荷，則需將原省煤器受熱面積 27%的蛇形管組拆除并在 SCR 裝置之后安裝新的受熱管組。每臺爐改造成本約 1500 萬元，改造費用高、改造時間長。

2.3.2 省煤器給水旁路技術(shù)

(1) 技術(shù)原理

通過旁路一部分鍋爐給水來減少進入省煤器的水流量，從而降低省煤器的換熱量，提高出口煙氣溫度。具體方法是自主給水管路上引出旁路管道， 將一部分給水經(jīng)旁路管道接入省煤器出口連接管道，旁路流量由加設(shè)的控制閥、憋壓閥等設(shè)備控制。該方案的關(guān)鍵點在于，當旁路系統(tǒng)啟用時，須嚴格控制懸吊管出口水溫留有足夠的安全裕量、不發(fā)生沸騰，省煤器區(qū)域管道不會出現(xiàn)水擊、汽化等現(xiàn)象，投退及運行中管道無振動發(fā)生，保證鍋爐的安全運行。

省煤器給水旁路布置示意圖見圖 2。

圖 2 省煤器給水旁路布置示意圖

(2) 改造計算

根據(jù)機組運行數(shù)據(jù)，建立熱力計算模型，并針對 130 MW、100 MW 兩個運行工況進行模擬計算，詳細數(shù)據(jù)如表 3 所示。

表 3 熱力計算數(shù)據(jù)

由表 3 可以看出，機組負荷 30%THA 約 100 MW 時，脫硝進口煙氣溫度平均為 282 ℃，不滿足脫硝進口煙氣溫度 300 ℃的要求，需提升煙氣溫度幅度約 18 ℃。

由于省煤器水旁路改造方案改變了省煤器進、出口工質(zhì)的流量、溫度等參數(shù)，因此該方案在調(diào)節(jié)省煤器出口煙溫的同時，還必須確保不會對機組的安全運行造成不良影響。改造后省煤器出口工質(zhì)不發(fā)生汽化，即出口水溫不超過對應(yīng)壓力下的飽和溫度。

采用省煤器水旁路方案時，通過計算提升煙溫到 300 ℃時的省煤器出口水溫及過冷度見表 4。由表 4 可以看出，采用省煤器水旁路時，100 MW 負荷脫硝進口煙氣溫度由 282 ℃提高到 300 ℃時，省煤器出口水溫為 294 ℃，離飽和溫度差值約10 ℃左右，省煤器出口水溫不會發(fā)生沸騰汽化問題。

表 4 省煤器出口水溫過冷度(℃)

考慮到該電廠煤種多變，通過選取多種典型煤種，計算不同煤種下的省煤器出口溫度、脫硝煙氣溫升、省煤器出口水溫過冷度等，分析煤種變化對水旁路系統(tǒng)的影響。

選取 4 種不同的煤作為計算燃料，幾種煤質(zhì)間成分差異較大，固定碳含量從 44.84%～63.2%、水份從 7.5%～21%、最大/最小熱值約 26%的偏差，基本涵蓋了鍋爐在實際運行中可能燃用的煤種結(jié)構(gòu)，有較全面的代表性，其成分如表 5。

表 5 水旁路方案核算所用煤質(zhì)

在 30%THA 工況下，不同煤種的升溫效果見表6。

表 6 不同煤質(zhì)的水旁路方案的改造效果（℃）

由表 6 核算結(jié)果可知，在保持其他運行條件不變的前提下，燃用不同煤種對鍋爐尾部煙道的煙溫影響不大，相對于前文計算采用的可研煤質(zhì)，煤種改變后，省煤器出口煙溫的變動范圍在-1.3 ℃～2.4 ℃，而水旁路對煙溫的調(diào)節(jié)能力也有±2 ℃左右的變動。例如校核煤種，雖然水旁路方案的升溫能力輕微降低，但由于鍋爐煙溫水平相對升高，因此仍可以滿足改造后升溫達 300 ℃的要求。不同煤種下省煤器出口水溫過冷度均在 10 ℃以上。

由于省煤器水旁路方案的基本原理都是基于對進入省煤器的水溫、水量參數(shù)的各種調(diào)節(jié)，因此不同的鍋爐運行壓力會對水側(cè)方案的升溫效果造成比較明顯的影響。以 30%THA 工況為例，在不同運行壓力下省煤器水旁路方案的最大升溫能力對比如表7。

由表 7 可見，不同運行壓力對省煤器給水旁路方案的升溫能力有著較為顯著的影響，采取較高的壓力有利于更好發(fā)揮水旁路改造的升溫能力。

表 7 不同運行壓力下給水旁路方案升溫效果

綜合分析，100 MW 負荷下，不同煤種和不同給水壓力下采用省煤器給水旁路方案時，均能滿足脫硝進口煙氣溫度溫升要求，脫硝進口煙氣溫度達到 300 ℃時，省煤器出口水溫過冷度滿足要求，不會發(fā)生沸騰現(xiàn)象，運行安全。

(3) 技術(shù)特點

系統(tǒng)布置簡單，增加旁路及調(diào)節(jié)閥即可，對SCR 入口煙溫有動態(tài)調(diào)節(jié)能力。改造所需空間小，工期短，投資費用相對較低，單臺爐改造約 500 萬元。省煤器水旁路系統(tǒng)具有可擴展性，未來可在本方案基礎(chǔ)上疊加其他水側(cè)方案，獲取更高的升溫能力。啟用后降低了省煤器傳熱效率，低負荷時鍋爐排煙溫度略有升高。

2.3.3 省煤器煙氣旁路技術(shù)

(1) 技術(shù)原理

在省煤器入口與省煤器出口這段煙道區(qū)域外部設(shè)置旁路煙道，外部旁路煙道出口處設(shè)置旁路煙氣擋板，通過調(diào)節(jié)旁路煙氣擋板的開度來調(diào)節(jié)外旁路煙氣和省煤器出口煙氣的混合比例，進而達到調(diào)節(jié)SCR 反應(yīng)器入口煙溫的目的。高溫煙氣旁路布置示意圖見圖 3 所示。

圖 3 省煤器煙氣旁路布置示意圖

(2) 改造計算

深度低負荷調(diào)峰運行時，從轉(zhuǎn)向室后包墻抽取高溫煙氣旁路至 SCR 噴氨格柵入口，以提高 SCR入口煙溫，使低負荷時 SCR 入口處煙氣溫度達到脫硝的最低連續(xù)運行煙溫要求，具體計算分析見表 8。由表 8 可以看出，30%THA 負荷下，SCR 入口煙溫為 282 ℃，已經(jīng)低于 SCR 運行要求值。30%THA負荷下，旁路煙氣份額為 8%時，SCR 入口煙溫提升 18 ℃，達到 300 ℃，達到深度低負荷脫硝系統(tǒng)投運的目的。方案確定由尾部轉(zhuǎn)向室豎井煙道后包墻處抽取高溫煙氣，抽煙口的尺寸為 2×1500 mm×1800 mm，然后經(jīng)過旁路煙道通入 SCR 反應(yīng)器噴氨格柵前部。

表 8 煙氣旁路計算匯總表

(3) 技術(shù)特點

鍋爐增設(shè)高溫煙氣旁路煙道后，在啟動升負荷或降負荷時，隨著鍋爐負荷的變化，進入各級受熱面的煙氣溫度也會降低，因此各階段負荷越低，SCR設(shè)備的入口煙氣溫度越低。當 SCR 入口煙溫監(jiān)測發(fā)現(xiàn)低于 SCR 催化劑反應(yīng)溫度時，為了保證 SCR 設(shè)備的正常工作，將旁路煙道關(guān)閉擋板打開，調(diào)節(jié)擋板開度，增加進入旁路煙道的煙氣量提高 SCR 設(shè)備入口的煙氣溫度。

由于旁路煙氣在 SCR 進口主煙氣流中混合不均易引起煙溫分層現(xiàn)象。長期不在低負荷運行，擋板門處于常閉狀態(tài)，會導致積灰、卡澀打不開，帶來運行性能不穩(wěn)定。煙氣旁路設(shè)置了煙氣擋板，如果煙氣擋板的密封性能變差，在高負荷時有部分高溫煙氣從旁路煙道泄漏，直接進入 SCR 裝置，這時煙氣溫度將會出現(xiàn)高于催化劑最高允許溫度的風險，影響催化劑壽命。啟用后降低了省煤器傳熱效率，低負荷時鍋爐排煙溫度略有升高。改造所需空間小，工期短，投資費用相對較低，單臺爐改造約 450 萬元。

2.3.4 零號高加技術(shù)

為提高低負荷下 SCR 入口煙氣溫度，保證 SCR正常投運，可增設(shè)一臺高壓給水加熱器，簡稱零號高加，以提高給水溫度。在低負荷段，保證鍋爐省煤器出口煙氣溫度在合理的區(qū)間，保證脫硝裝置正常投運。附加高壓加熱器回熱系統(tǒng)圖見圖 4。

圖 4 附加高壓加熱器回熱系統(tǒng)改造

該電廠機組汽機房空間較小，無法進行零號高 加系統(tǒng)改造，且改造成本高、工期長，不適合寬負荷脫硝改造。

2.3.5 省煤器熱水再循環(huán)技術(shù)

(1) 技術(shù)原理

省煤器熱水再循環(huán)技術(shù)是通過在省煤器進口集箱之前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道，在省煤器入口煙溫較低時，將部分給水短路，直接引至下降管中，減少流經(jīng)省煤器的給水量，同時打開再循環(huán)閥，使下水包提供一部分熱水與給水混合，從而加大省煤器的水量，提高省煤器入口水溫，降低水溫和煙溫差，達到降低省煤器吸熱量，提高省煤器出口煙溫的目的。省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng)見圖 5。

圖 5 省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng)示意圖

(2) 改造計算

針對 130 MW（40%THA）、100MW（30%THA）兩個運行工況采用不同省煤器熱水循環(huán)方案改造計算，詳細數(shù)據(jù)見表 9。

表 9 省煤器熱水再循環(huán)計算數(shù)據(jù)

由表 9 可以看出，30%THA 工況即 100 MW 負荷時，采用熱水再循環(huán)方案時，脫硝進口煙氣溫度溫升 29.5 ℃，煙氣溫度增加至 311.5 ℃，省煤器出口水溫過冷度在 10 ℃以上，滿足安全要求。

(3) 技術(shù)特點

再循環(huán)管路一端連接下降管，另一端連接主給水管道，由爐水再循環(huán)泵、電動調(diào)節(jié)閥、電動閘閥、流量測量裝置、止回閥、三通和管道等組成。該鍋爐本身有爐水循環(huán)泵，可以利用循環(huán)泵大大節(jié)約改造成本。改造后再循環(huán)系統(tǒng)運行不影響鍋爐水循環(huán)系統(tǒng)的安全運行，保證鍋爐的水循環(huán)可靠。省煤器熱水再循環(huán)改造方案脫硝入口煙氣溫度提升幅度大，同樣存在會造成鍋爐排煙溫度升高，影響鍋爐效率的問題，改造費用較高，在利用鍋爐原有爐水循環(huán)泵的基礎(chǔ)上單臺爐改造約 1000 萬元。

3 結(jié)論

綜合考慮，分級省煤器改造技術(shù)和零號高加技術(shù)改造均需要較大的場地空間、施工期長、且初投資費用高，該電廠鍋爐尾部煙道、汽機層場地空間和機組檢修時間受限，無法進行該兩項改造。

省煤器熱水再循環(huán)技術(shù)可以滿足煙溫提升要求，但改造費用高且國內(nèi)運行業(yè)績較少。

省煤器煙氣旁路改造簡單、投資費用低、國內(nèi)運行業(yè)績多。但是省煤器煙氣旁路實際運行中容易存在擋板門積灰、卡澀、密封不嚴漏煙氣問題，脫硝進口冷熱煙氣混合不充分、擋板開度大小與煙氣量分配線性關(guān)系差等問題。

不同煤種和不同給水壓力下采用省煤器水旁路方案時，均能滿足脫硝進口煙氣溫度溫升要求，脫硝進口煙氣溫度達到 300 ℃時，省煤器出口水溫過冷度滿足要求，不會發(fā)生沸騰現(xiàn)象，運行安全。投資相對不高，施工工期短。高負荷下 SCR 入口煙溫滿足脫硝要求時，可關(guān)閉此旁路，維持鍋爐的整體效率不變。旁路系統(tǒng)具有可擴展性，未來機組負荷更低時，可在本方案基礎(chǔ)上疊加其他水側(cè)方案，如省煤器水旁路組合熱水再循環(huán)方案獲取更高的升溫能力。綜合分析，選擇省煤器水旁路作為改造方案。