摘 要：以某 330 MW 機(jī)組 SCR 脫硝系統(tǒng)為研究對(duì)象，為了適應(yīng)機(jī)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(jī)組負(fù)荷降低至 30%THA 工況時(shí)，為了滿足脫硝系統(tǒng)能夠正常運(yùn)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(jì)性等方面分析比較省煤器煙氣旁路、省煤器分級(jí)、省煤器給水旁路、省煤器熱水再循環(huán)和增設(shè)零號(hào)高加等提升脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷時(shí)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(jī)組脫硝系統(tǒng)改造提供參考依據(jù)。

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

為解決日益嚴(yán)重的棄風(fēng)（光、水）問題，提高新能源的消納能力，提高火電機(jī)組的運(yùn)行靈活性已是迫在眉睫的任務(wù)，國(guó)家能源局 2016 年初連續(xù)召開會(huì)議和發(fā)文，對(duì)開展火電靈活性改造提出明確要求，計(jì)劃“十三五”期間我國(guó)實(shí)施 2.2 億千瓦燃煤機(jī)組的靈活性改造，使機(jī)組具備深度調(diào)峰能力，并進(jìn)一步增加負(fù)荷響應(yīng)速率，部分機(jī)組具備快速啟停調(diào)峰能力。

為響應(yīng)國(guó)家號(hào)召，提高機(jī)組的上網(wǎng)競(jìng)爭(zhēng)力和盈利能力，某電廠擬開展機(jī)組靈活性改造項(xiàng)目，實(shí)現(xiàn)純凝工況 30%額度負(fù)荷的深度調(diào)峰能力。而實(shí)現(xiàn)機(jī)組深度調(diào)峰首要解決的是低負(fù)荷時(shí)?SCR脫硝系統(tǒng)正常投運(yùn)問題，需要通過(guò)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(jī)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(fēng)、直流式燃燒器、四角切圓燃燒方式，燃用煙煤。鍋爐采用擺動(dòng)式直流燃燒器、四角布置、切向燃燒方式，燃燒器可上下擺動(dòng)，最大擺角為?30?。鍋爐配備 5 臺(tái)中速磨煤機(jī)，4 投 1 備。

1.1 主要參數(shù)

鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)見表 1。

表 1 鍋爐基本設(shè)計(jì)參數(shù)

1.2 鍋爐燃料特性

鍋爐設(shè)計(jì)煤種、試驗(yàn)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(fù)荷脫硝系統(tǒng)運(yùn)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(guò) 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(wú)法正常工作。經(jīng)過(guò)現(xiàn)場(chǎng)勘測(cè)與數(shù)值計(jì)算，某公司鍋爐在 300 MW（90%THA 負(fù)荷）下 SCR 入口煙溫分別為 375 ℃左右；140 MW（45%THA 負(fù)荷）下 SCR入口煙溫為 314 ℃左右，此時(shí)脫硝系統(tǒng)基本可以運(yùn)行，若負(fù)荷繼續(xù)降低，脫硝進(jìn)口煙氣溫度降低于300 ℃，不滿足運(yùn)行要求。經(jīng)過(guò)計(jì)算，30%THAL負(fù)荷下 SCR 入口煙溫約為 282 ℃，應(yīng)進(jìn)行改造解決脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷不能運(yùn)行的問題。

2.2 改造要求

經(jīng)過(guò)計(jì)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(fù)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(lái)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(jí)、省煤器給水旁路、省煤器熱水再循環(huán)和增設(shè)零號(hào)高加。通過(guò)各種技術(shù)方案對(duì)比確定最佳改造技術(shù)路線。

2.3.1 分級(jí)省煤器技術(shù)

(1) 技術(shù)原理

省煤器分級(jí)是近年發(fā)展起來(lái)的一項(xiàng)新的滿足脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷投運(yùn)的技術(shù)，即將原來(lái)的單級(jí)省煤器拆成兩級(jí)，一級(jí)布置在 SCR 裝置之前，一級(jí)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(jí)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(jí)省煤器之間采用大口徑連接管道進(jìn)行連接，通過(guò)減少 SCR 反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，達(dá)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(jìn)行局部改造，新增加一級(jí)脫硝出口省煤器，包括上下集箱及蛇形管屏，增加兩級(jí)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(jìn)行相應(yīng)加固改造。

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

省煤器分級(jí)布置示意圖如圖 1 所示。

圖 1 分級(jí)省煤器平面布置示意圖

(2) 技術(shù)特點(diǎn)

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(jí)省煤器（約占原省煤器面積的 30%～33%），改造時(shí)需保證原空氣預(yù)熱器、磨煤機(jī)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(jí)布置方案存在一些不足甚至隱患，省煤器分級(jí)布置屬于一項(xiàng)“過(guò)程不可逆”的永久性改造措施，且該方案對(duì)煙溫不具有動(dòng)態(tài)調(diào)節(jié)的能力，對(duì)變煤種、變工況缺乏適應(yīng)性。如果省煤器面積分級(jí)比例設(shè)計(jì)不精確，會(huì)造成滿負(fù)荷時(shí)省煤器出口煙氣溫度超過(guò)催化劑最高承受溫度，造成脫硝系統(tǒng)無(wú)法投運(yùn)。

以該公司鍋爐為對(duì)象進(jìn)行熱力計(jì)算，30%THA為最低脫硝負(fù)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(tái)爐改造成本約 1500 萬(wàn)元，改造費(fèi)用高、改造時(shí)間長(zhǎng)。

2.3.2 省煤器給水旁路技術(shù)

(1) 技術(shù)原理

通過(guò)旁路一部分鍋爐給水來(lái)減少進(jìn)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(diǎn)在于，當(dāng)旁路系統(tǒng)啟用時(shí)，須嚴(yán)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(huì)出現(xiàn)水擊、汽化等現(xiàn)象，投退及運(yùn)行中管道無(wú)振動(dòng)發(fā)生，保證鍋爐的安全運(yùn)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(jì)算

根據(jù)機(jī)組運(yùn)行數(shù)據(jù)，建立熱力計(jì)算模型，并針對(duì) 130 MW、100 MW 兩個(gè)運(yùn)行工況進(jìn)行模擬計(jì)算，詳細(xì)數(shù)據(jù)如表 3 所示。

表 3 熱力計(jì)算數(shù)據(jù)

由表 3 可以看出，機(jī)組負(fù)荷 30%THA 約 100 MW 時(shí)，脫硝進(jìn)口煙氣溫度平均為 282 ℃，不滿足脫硝進(jìn)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(jìn)、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(shí)，還必須確保不會(huì)對(duì)機(jī)組的安全運(yùn)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(guò)對(duì)應(yīng)壓力下的飽和溫度。

采用省煤器水旁路方案時(shí)，通過(guò)計(jì)算提升煙溫到 300 ℃時(shí)的省煤器出口水溫及過(guò)冷度見表 4。由表 4 可以看出，采用省煤器水旁路時(shí)，100 MW 負(fù)荷脫硝進(jìn)口煙氣溫度由 282 ℃提高到 300 ℃時(shí)，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(huì)發(fā)生沸騰汽化問題。

表 4 省煤器出口水溫過(guò)冷度(℃)

考慮到該電廠煤種多變，通過(guò)選取多種典型煤種，計(jì)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(guò)冷度等，分析煤種變化對(duì)水旁路系統(tǒng)的影響。

選取 4 種不同的煤作為計(jì)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(shí)際運(yùn)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(yùn)行條件不變的前提下，燃用不同煤種對(duì)鍋爐尾部煙道的煙溫影響不大，相對(duì)于前文計(jì)算采用的可研煤質(zhì)，煤種改變后，省煤器出口煙溫的變動(dòng)范圍在-1.3 ℃～2.4 ℃，而水旁路對(duì)煙溫的調(diào)節(jié)能力也有±2 ℃左右的變動(dòng)。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(duì)升高，因此仍可以滿足改造后升溫達(dá) 300 ℃的要求。不同煤種下省煤器出口水溫過(guò)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(duì)進(jìn)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(yùn)行壓力會(huì)對(duì)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(yùn)行壓力下省煤器水旁路方案的最大升溫能力對(duì)比如表7。

由表 7 可見，不同運(yùn)行壓力對(duì)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(yùn)行壓力下給水旁路方案升溫效果

綜合分析，100 MW 負(fù)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(shí)，均能滿足脫硝進(jìn)口煙氣溫度溫升要求，脫硝進(jìn)口煙氣溫度達(dá)到 300 ℃時(shí)，省煤器出口水溫過(guò)冷度滿足要求，不會(huì)發(fā)生沸騰現(xiàn)象，運(yùn)行安全。

(3) 技術(shù)特點(diǎn)

系統(tǒng)布置簡(jiǎn)單，增加旁路及調(diào)節(jié)閥即可，對(duì)SCR 入口煙溫有動(dòng)態(tài)調(diào)節(jié)能力。改造所需空間小，工期短，投資費(fèi)用相對(duì)較低，單臺(tái)爐改造約 500 萬(wàn)元。省煤器水旁路系統(tǒng)具有可擴(kuò)展性，未來(lái)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(fù)荷時(shí)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(guò)調(diào)節(jié)旁路煙氣擋板的開度來(lái)調(diào)節(jié)外旁路煙氣和省煤器出口煙氣的混合比例，進(jìn)而達(dá)到調(diào)節(jié)SCR 反應(yīng)器入口煙溫的目的。高溫?zé)煔馀月凡贾檬疽鈭D見圖 3 所示。

圖 3 省煤器煙氣旁路布置示意圖

(2) 改造計(jì)算

深度低負(fù)荷調(diào)峰運(yùn)行時(shí)，從轉(zhuǎn)向室后包墻抽取高溫?zé)煔馀月分?SCR 噴氨格柵入口，以提高 SCR入口煙溫，使低負(fù)荷時(shí) SCR 入口處煙氣溫度達(dá)到脫硝的最低連續(xù)運(yùn)行煙溫要求，具體計(jì)算分析見表 8。由表 8 可以看出，30%THA 負(fù)荷下，SCR 入口煙溫為 282 ℃，已經(jīng)低于 SCR 運(yùn)行要求值。30%THA負(fù)荷下，旁路煙氣份額為 8%時(shí)，SCR 入口煙溫提升 18 ℃，達(dá)到 300 ℃，達(dá)到深度低負(fù)荷脫硝系統(tǒng)投運(yùn)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?zé)煔?，抽煙口的尺寸?2×1500 mm×1800 mm，然后經(jīng)過(guò)旁路煙道通入 SCR 反應(yīng)器噴氨格柵前部。

表 8 煙氣旁路計(jì)算匯總表

(3) 技術(shù)特點(diǎn)

鍋爐增設(shè)高溫?zé)煔馀月窡煹篮?，在啟?dòng)升負(fù)荷或降負(fù)荷時(shí)，隨著鍋爐負(fù)荷的變化，進(jìn)入各級(jí)受熱面的煙氣溫度也會(huì)降低，因此各階段負(fù)荷越低，SCR設(shè)備的入口煙氣溫度越低。當(dāng) SCR 入口煙溫監(jiān)測(cè)發(fā)現(xiàn)低于 SCR 催化劑反應(yīng)溫度時(shí)，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(jìn)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(jìn)口主煙氣流中混合不均易引起煙溫分層現(xiàn)象。長(zhǎng)期不在低負(fù)荷運(yùn)行，擋板門處于常閉狀態(tài)，會(huì)導(dǎo)致積灰、卡澀打不開，帶來(lái)運(yùn)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(fù)荷時(shí)有部分高溫?zé)煔鈴呐月窡煹佬孤?，直接進(jìn)入 SCR 裝置，這時(shí)煙氣溫度將會(huì)出現(xiàn)高于催化劑最高允許溫度的風(fēng)險(xiǎn)，影響催化劑壽命。啟用后降低了省煤器傳熱效率，低負(fù)荷時(shí)鍋爐排煙溫度略有升高。改造所需空間小，工期短，投資費(fèi)用相對(duì)較低，單臺(tái)爐改造約 450 萬(wàn)元。

2.3.4 零號(hào)高加技術(shù)

為提高低負(fù)荷下 SCR 入口煙氣溫度，保證 SCR正常投運(yùn)，可增設(shè)一臺(tái)高壓給水加熱器，簡(jiǎn)稱零號(hào)高加，以提高給水溫度。在低負(fù)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(yùn)。附加高壓加熱器回?zé)嵯到y(tǒng)圖見圖 4。

圖 4 附加高壓加熱器回?zé)嵯到y(tǒng)改造

該電廠機(jī)組汽機(jī)房空間較小，無(wú)法進(jìn)行零號(hào)高 加系統(tǒng)改造，且改造成本高、工期長(zhǎng)，不適合寬負(fù)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(guò)在省煤器進(jìn)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(shí)，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(shí)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(dá)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(jì)算

針對(duì) 130 MW（40%THA）、100MW（30%THA）兩個(gè)運(yùn)行工況采用不同省煤器熱水循環(huán)方案改造計(jì)算，詳細(xì)數(shù)據(jù)見表 9。

表 9 省煤器熱水再循環(huán)計(jì)算數(shù)據(jù)

由表 9 可以看出，30%THA 工況即 100 MW 負(fù)荷時(shí)，采用熱水再循環(huán)方案時(shí)，脫硝進(jìn)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(guò)冷度在 10 ℃以上，滿足安全要求。

(3) 技術(shù)特點(diǎn)

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(dòng)調(diào)節(jié)閥、電動(dòng)閘閥、流量測(cè)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(yùn)行不影響鍋爐水循環(huán)系統(tǒng)的安全運(yùn)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(huì)造成鍋爐排煙溫度升高，影響鍋爐效率的問題，改造費(fèi)用較高，在利用鍋爐原有爐水循環(huán)泵的基礎(chǔ)上單臺(tái)爐改造約 1000 萬(wàn)元。

3 結(jié)論

綜合考慮，分級(jí)省煤器改造技術(shù)和零號(hào)高加技術(shù)改造均需要較大的場(chǎng)地空間、施工期長(zhǎng)、且初投資費(fèi)用高，該電廠鍋爐尾部煙道、汽機(jī)層場(chǎng)地空間和機(jī)組檢修時(shí)間受限，無(wú)法進(jìn)行該兩項(xiàng)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(fèi)用高且國(guó)內(nèi)運(yùn)行業(yè)績(jī)較少。

省煤器煙氣旁路改造簡(jiǎn)單、投資費(fèi)用低、國(guó)內(nèi)運(yùn)行業(yè)績(jī)多。但是省煤器煙氣旁路實(shí)際運(yùn)行中容易存在擋板門積灰、卡澀、密封不嚴(yán)漏煙氣問題，脫硝進(jìn)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(shí)，均能滿足脫硝進(jìn)口煙氣溫度溫升要求，脫硝進(jìn)口煙氣溫度達(dá)到 300 ℃時(shí)，省煤器出口水溫過(guò)冷度滿足要求，不會(huì)發(fā)生沸騰現(xiàn)象，運(yùn)行安全。投資相對(duì)不高，施工工期短。高負(fù)荷下 SCR 入口煙溫滿足脫硝要求時(shí)，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(kuò)展性，未來(lái)機(jī)組負(fù)荷更低時(shí)，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。