超臨界鍋爐省煤器旁路復合熱水再循環提升SCR入口煙溫技術應用研究

李守磊，徐國鵬，程建朝，李學剛

（華能日照電廠，山東 日照 276800）

0 引言

截至2020年底，我國煤電裝機容量達到10.8 億kW，占全國總裝機容量的49.1%，2020 年煤電發電量為4.63 萬億kWh，占全國總發電量的60.8%［1］，煤電在我國發電行業的主導地位還將持續相當長的一段時間。隨著我國經濟的持續健康發展，電力需求日益增大，用電結構也在發生變化，造成電網負荷峰谷差不斷增大，隨機性、間歇性強的風電、光伏等可再生能源電力的大規模并網，給電網的運行安全帶來了沖擊。為了提高電網對可再生能源的消納，減少棄風、棄光現象的發生，煤電在電網中的作用由提供基礎電源逐漸向提供靈活可調電源轉換。為了提高煤電機組參與深度調峰的經濟性，各地相繼出臺了電力輔助服務交易政策，對參與深度調峰的機組實施補貼［2］。

煤電機組開展深度調峰，除了需要解決鍋爐低負荷燃燒穩定性［3］、供熱機組熱電解耦等問題外，還需要解決的一關鍵問題是保障機組深度調峰期間脫硝裝置的全程投運［4］。目前，絕大部分煤電機組脫硝裝置的工作溫度為300～420 ℃［5-6］。當機組深度調峰時，隨著鍋爐負荷的降低，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行，導致氮氧化物排放超標，機組調峰中止。因此，針對深度調峰期間，脫硝裝置無法投入的機組，需要進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包括省煤器外部煙氣旁路［7］、省煤器內部煙氣旁路、熱水再循環、省煤器給水旁路、分級省煤器［8-9］、附加高溫加熱器［10］等。絕大多數燃煤機組通過優化設計選擇單一技術方案即可實現機組深度調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遠低于工作溫度范圍的機組，則需要其中兩種或多種技術的聯合應用［11］。

以山東某電廠680 MW 機組鍋爐為例，介紹熱水再循環和省煤器給水旁路技術在國內超臨界機組上的聯合應用。

1 研究對象概況

鍋爐為上海鍋爐廠生產制造的SG-2150/25.4-M973 型超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐。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、Π 型露天布置、固態排渣、全鋼架懸吊結構。脫硝系統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，系統采用氨氣為還原劑。

鍋爐不同負荷下脫硝裝置入口煙溫數據如表1所示。鍋爐脫硝催化劑運行溫度低限為300 ℃，若要確保鍋爐深度調峰至238 MW（35%額定負荷）以上脫硝裝置全程投入，必須進行提高脫硝裝置入口煙溫改造。考慮到煤質、運行參數波動等影響，238 MW負荷下需提高脫硝裝置入口煙溫25～30 ℃。

表1 不同負荷下脫硝裝置入口煙溫 單位：℃

2 寬負荷脫硝改造方案

通過對現場勘察，受空間限制鍋爐現場不具備高溫煙氣旁路和分級省煤器的改造條件，為實現低負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技術。通過熱力計算，204～238 MW 負荷下分離器經爐水循環泵可返回水量最大約400 t/h，400 t/h飽和爐水與省煤器進口水混合，進口水溫提高約38 ℃，省煤器出口煙溫最大可提升至296 ℃。單獨采取熱水再循環技術不能滿足脫硝裝置長時間安全穩定投運的需求。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口水溫外，還可以通過減少省煤器給水流量來實現，因此，采取熱水再循環和省煤器給水旁路聯合應用技術，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。

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

2.1 基本改造方案

寬負荷脫硝改造方案如圖1 所示。自省煤器進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水量，同時利用爐水循環泵將高溫爐水注入給水管道（鍋爐濕態運行時），提高省煤器入口水溫，減少省煤器換熱量，從而達到提高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、電動調節閥等用來控制省煤器旁路水量，同時設有流量計用以測量旁路流量大小。為監測省煤器出口（混合前）水溫過冷度，在省煤器出口管道上增設了溫度、壓力測點。

圖1 寬負荷脫硝改造方案

2.2 改造方案的安全可靠性

熱水再循環和省煤器給水旁路的聯合方案，可以實現在提高SCR 入口煙溫的同時又可有效控制省煤器出口水溫，通過調整熱水再循環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，確保脫硝系統的正常投運，又保證了機組設備的運行穩定安全。同時，進入水冷壁的工質溫度提高后，水冷壁的欠焓降低，有利于提高鍋爐水動力安全性。

此外，采取熱水再循環與省煤器給水旁路相結合工質側改造技術，與采取高溫煙氣旁路等煙氣側改造技術相比，具有管路嚴密性好、操控精準的特點，不存在正常運行工況高溫煙氣擋板不嚴導致的鍋爐排煙溫度高、脫硝入口煙溫超高限的風險。

2.3 改造方案的可操作性

考慮到鍋爐自帶爐水循環泵系統，因此開展熱水再循環與省煤器給水旁路改造較容易實現，僅需要在省煤器進口給水管路上增設一條支管，該省煤器支管與省煤器出口管匯連，在支管上加裝單通閥、截止閥和調節閥［14］，利用已有的分離器出口管道通過爐水循環泵與省煤器進口聯箱相連。改造工程量小，工期短，費用較低。

2.4 改造方案的經濟性

考慮到熱水再循環和省煤器給水旁路聯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，無疑低負荷運行時會提高排煙溫度從而導致鍋爐效率降低。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%，合約發電煤耗升高1.4 g/kWh。

3 寬負荷脫硝改造效果分析

3.1 單獨投運省煤器給水旁路系統

272 MW 鍋爐負荷下，鍋爐維持干態運行，SCR入口煙溫為284.7 ℃，單獨投運省煤器給水旁路，SCR入口煙溫隨旁路給水流量的變化如圖2所示。當旁路給水流量為143 t/h 時，SCR 入口煙溫上升至293.5 ℃，當旁路給水流量為230 t/h 時，SCR 入口煙溫上升至298.0 ℃，當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過冷度為14.2 ℃，可確保鍋爐水冷壁的運行安全。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。單獨投運省煤器給水旁路系統，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系（272 MW）

受限于省煤器給水旁路流量過大可能導致省煤器汽化的風險，單獨投運省煤器給水旁路時，旁路給水流量控制不超過330 t/h。

3.2 聯合投運給水旁路和熱水再循環系統

3.2.1 熱水再循環流量對SCR入口煙溫的影響

機組負荷240 MW 工況下，機組轉濕態運行，投運熱水再循環與省煤器給水旁路復合系統，在省煤器給水旁路流量為100 t/h、再循環流量為650 t/h時，SCR 入口煙溫為293.0 ℃。為探求系統聯合投運時熱水再循環流量對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，將熱水再循環流量分別增加至700 t/h、750 t/h、800 t/h、850 t/h、900 t/h，試驗結果如圖3所示。

圖3 SCR入口煙溫與省煤器水旁路流量關系（240 MW）

投運熱水再循環與省煤器旁路聯合系統時，當熱水再循環流量分別為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 ℃，隨著熱水再循環流量的增加，SCR 入口煙溫逐步上升，每增大熱水再循環流量100 t/h，SCR入口煙溫可升高約2 ℃。當熱水再循環流量增加至900 t/h 時，省煤器出口工質過冷度為31.2 ℃，鍋爐水冷壁運行安全性大幅提升。

3.2.2 省煤器給水旁路流量對SCR入口煙溫的影響機組調峰至204 MW 負荷，SCR 入口煙溫進一步降低，投運熱水再循環與省煤器給水旁路聯合系統。為研究熱水再循環和省煤器給水旁路聯合投運時，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整為100 t/h、185 t/h、215 t/h、250 t/h、300 t/h，試驗結果如圖4所示。

圖4 SCR入口煙溫與省煤器水旁路流量關系（204 MW）

投運熱水再循環與省煤器給水旁路聯合系統，保持熱水再循環流量為750 t/h 不變，當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，較單獨投運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與給水旁路聯合投運后，熱水再循環流量增大，省煤器入口水溫由239 ℃升高至287 ℃，隨著旁路給水流量的增加，省煤器中工質與煙氣的換熱明顯削弱，在保障設備安全的前提下，SCR 入口煙溫提升幅度得以明顯增加。當熱水再循環流量為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過冷度為10.6 ℃，可確保水冷壁的運行安全。

3.3 改造效果分析

根據改造方案，鍋爐干態運行工況僅能投運省煤器水旁路系統，將部分給水直接引至省煤器出口管道，減少流經省煤器的介質從而減小省煤器的換熱量，進而減少省煤器煙溫溫降，提高SCR 入口煙溫。但在投運中，全開省煤器水旁路上的調閥后旁路流量僅為150 t/h 左右，需要通過關小鍋爐上水主閥的節流方式提高給水壓力，增大省煤器旁路流量。因此節流時需緩慢進行特別在鍋爐上水主閥流量特性變化大的開度區間時，應注意給水自動調節是否正常，確保給水流量保持穩定；另一方面隨省煤器水旁路流量的增加，省煤器的介質減少，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荷段需達到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入水冷壁下聯箱，因此將省煤器出口給水的過冷度報警值設定為10 ℃。當其過冷度≤10 ℃時，將通過自動邏輯閉鎖給水旁路的調閥開大。

在鍋爐濕態運行工況可投運省煤器水旁路與熱水再循環聯合系統，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流量，當熱水再循環量900 t/h 時爐水循環泵已接近最大出力，熱水再循環量可調整空間不大，煙溫提升能力有限。在機組負荷204 MW 時，通過調整省煤器再循環流量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 入口平均煙溫可達到303.5 ℃，滿足脫硝系統的投運條件。通過與近兩次開機機組負荷204 MW 工況下SCR入口煙溫對比，投運熱水再循環與省煤器給水旁路復合系統后，SCR 入口煙溫提升明顯，升高30 ℃左右，達到了改造預期效果。

4 結語

熱水再循環與省煤器給水旁路聯合系統改造后，單獨投運省煤器給水旁路時，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 ℃；聯合投運熱水再循環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 ℃。熱水再循環與省煤器給水旁路聯合應用時，維持熱水再循環流量750～800 t/h，可通過調整省煤器給水旁路流量控制SCR 入口煙溫。系統改造完成后，運行參數穩定，能夠滿足機組低負荷時脫硝系統長期穩定運行的要求。該改造方案可供同類機組參考。