全負荷脫硝在亞臨界鍋爐的研發應用

鐘耕壘，閆金山，王珊，李瀟，張綺

(北京清遠順合環?？萍加邢薰荆本?100043）

1 概述

中國將提高國家自主貢獻力度，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，爭取2060年前實現碳中和。為實現碳達峰、碳中和的目標，風電、太陽能等新能源裝機已呈現爆發式增長趨勢，未來新能源將逐步成為我國的主體電源，在能源結構調整和能源轉型的推進中，燃煤火電機組在電力系統中的定位將從基本電源、主力電源向支撐性、調節性電源轉變。

國華三河發電有限責任公司1#機組為350MW亞臨界一次中間再熱燃煤凝汽式機組，于1999年12月投產運行。配套的1#鍋爐為日本三菱重工神戶造船所生產的亞臨界控制循環燃煤汽包鍋爐。一次中間再熱、單爐膛、雙切圓燃燒、鋼架全懸吊結構、半露天布置、固態排渣煤粉爐,鍋爐汽包采用帶內襯套的雙層結構，鍋爐水冷壁采用氣密式焊接結構，直接吸收輻射熱的水冷壁管采用內螺紋管。鍋爐裝有3臺無軸封水浸式電動爐水循環泵，2臺三分倉空氣預熱器。通風方式為平衡通風，2臺雙速雙吸離心式引風機、2臺動葉可調軸流式送風機、2臺雙級動葉可調軸流式一次風機。每臺爐設置16只低NOX燃燒器，四角布置，分級配風，切圓燃燒。4臺雙進雙出磨煤機、8臺電子稱重式皮帶給煤機。

國華三河發電有限責任公司1#機組鍋爐在深度調峰低負荷運行階段，由于進入SCR的煙氣溫度低于脫硝反應的最低溫度要求，從而導致催化劑活性降低，不能達到正常運行時的脫硝效率，無法滿足環保排放要求。為了滿足煙氣的達標排放要求，應用熱水再循環全負荷脫硝系統設計，達到機組啟動并網工況下，煙氣進入SCR脫硝入口的溫度＞295℃的運行要求。

2 熱水再循環全負荷脫硝系統說明

全負荷脫硝系統投入是指發電機組在網運行時，脫硝系統保持在任何負荷段全程投入，實現NOX達標排放。目前，國內火電機組基本上都安裝了SCR選擇性脫硝裝置，但設計時未考慮全負荷脫硝的要求，在深度調峰低負荷運行時段，爐膛溫度下降，煙氣進入SCR脫硝反應器前溫度滿足不了脫硝反應的最低溫度要求，導致催化劑活性降低，不能達到正常運行時的脫硝效率，無法滿足環保排放要求。因此，提高進入SCR反應器入口的煙氣溫度，是火電機組滿足深度調峰低負荷運行煙氣達標排放需求的最佳技術途徑。

省煤器熱水再循環全負荷脫硝系統，技術原理是，為省煤器加裝一組熱水再循環管線及相應流量控制裝，從調節省煤器內運行工質溫度的角度出發，通過加裝的熱水再循環管線，經機組爐水循環泵加壓后，將一部分熱水返送至省煤器入口處與鍋爐給水混合，提高進入省煤器的工質溫度，減少了省煤器工質從煙氣中的吸收熱量，提高了省煤器出口的煙氣溫度，最終提高了煙氣進入SCR反應器的溫度。省煤器熱水再循環全負荷脫硝系統方案原理，如圖1所示。

圖1 省煤器熱水再循環方案原理圖

3 熱水再循環全負荷脫硝系統在350MW亞臨界鍋爐的應用

國華三河發電有限公司聘請華北電科院對1#機組進行了深度調峰運行試驗，試驗結果為，在140MW負荷下，A側有3個點低于脫硝退出限值295℃，B側有4個點低于脫硝退出限值295℃，溫度測點煙溫分布見圖2、圖3所示，因此，國華三河發電有限公司1#機組不具備深調峰的能力，為滿足調峰低負荷運行時煙氣達標排放要求，采用熱水再循環全負荷脫硝系統，達到煙氣進入SCR反應器的溫度高于脫硝退出最低溫度限值295℃的要求。

圖2 140MW負荷A側SCR入口煙溫實測分布

圖3 140MW負荷B側SCR入口煙溫實測分布

3.1 350MW亞臨界機組鍋爐全負荷脫硝系統設計說明

根據三河發電有限公司1#機組實際情況，充分利用目前機組鍋爐的爐水循環泵，設計了利舊泵的熱水再循環系統方案，改造目標是機組運行在122.5MW及以上負荷，熱水再循環系統投運后脫硝入口煙溫達到295℃以上，設計水阻孔板憋壓閥安裝在了1A爐水循環泵的出口，利舊泵的熱水再循環設計圖如圖4所示。

圖4 三河發電利舊泵熱水再循環設計圖

省煤器熱水再循環系統介質流程為：爐水泵出口管道→省煤器熱水再循環管道→主給水管道。省煤器熱水再循環管道上裝有爐水泵出口水阻孔板憋壓閥、再循環管道電動閘閥、再循環管道手動閘閥、再循環管道流量計、再循環管道止回閥。具體布置方案是自1A爐水泵出口管路上通過三通引出再循環管線，再循環管線上設有電動閘閥、手動閘閥、流量測量裝置和止回閥，最終將再循環管道引入省煤器入口管道。在爐水泵出口管線與再循環管線接口的下游設有水阻孔板憋壓閥，水阻孔板憋壓閥的作用是在煙溫波動較大時，保證再循環管道上有足夠的壓差進行再循環流量調節，而在系統退出時，水阻孔板憋壓閥不產生節流損失，對原有管系也不造成任何影響。

按照國華三河發電有限公司350MW機組鍋爐的運行數據，將各負荷下改造前后的省煤器出口水溫、鍋爐排煙溫度、省煤器出口水溫報警函數進行設計。改造前后省煤器出口水溫及鍋爐排煙溫度詳見表1。

表1 不同負荷改造前后計算數據匯總

從表1可以看出，熱水再循環系統投運后，不同負荷下空預器出口排煙溫度均有不同程度的上升：20%THA負荷排煙溫度升6.2℃，35%THA負荷排煙溫度升5℃，40%THA負荷排煙溫度升3.5℃。

同時，利用省煤器流量偏差分析軟件，結合三河電廠省煤器的實際結構及進水方式，匯總分析得出了省煤器懸吊管出口水溫報警函數：

式中，Talarm為報警溫度，℃；Ts為省煤器出口測點壓力下飽和溫度，℃；P為省煤器入口壓力，MPa；F為鍋爐給水流量，t/h。

從表1可以看出，20%THA負荷下的懸吊管出口飽和溫度為308℃，35%THA負荷下的懸吊管出口飽和溫度為327℃；40%THA負荷下的懸吊管出口飽和溫度為328℃。根據此2種運行負荷下的省煤器入口壓力、鍋爐給水流量可以計算得出20%THA、35%THA及40%THA兩種負荷下的省煤器懸吊管出口報警溫度為302.20℃、321.09℃及321.91℃。

也就是說，熱水再循環系統投運后，只要省煤器懸吊管出口水溫不超過鍋爐實際運行參數下的動態報警值，省煤器的運行就是絕對安全的。

3.2 350MW亞臨界機組鍋爐全負荷脫硝系統調試說明

系統初次起爐投運時，需要將再循環管道上的電動閘閥和手動閘閥打開，同時，打開新增再循環管頂部的排氣閥，待氣排凈后將電動閘閥關閉，手動閘閥可保持全開狀態。系統投運時，主要是針對兩個電動門的開關操作：再循環電動閘閥、泵出口水阻孔板憋壓閥。

（1）開啟新增再循環管道電動閘閥。由運行操作人員遠程啟動電動閥門開啟指令；電動閘閥開啟過程中如出現閥門故障，應立即上報并停止閥門開啟，查找原因并進行糾正；若電動閘閥正常開啟，則進入下一步。過程中將上述參數與運行參數預定值進行比對，同時，還在現場觀察再循環管路，如出現管路振動，應立即關閉再循環電動閘閥，排除問題后方可重新投入。若新增省煤器再循環電動閘閥全開時，SCR入口煙溫仍未達到預定值（295℃），進入步驟（2）。

（2）維持再循環電動閘閥和手動閘閥處于全開狀態，將新增爐水循環泵出口水阻孔板憋壓閥關閉至提前設定的中停位置甚至全關。該水阻孔板憋壓閥關閉過程中，應觀察以下參數：給水流量，再循環流量，SCR入口煙溫，汽包水位，爐水泵的電流、差壓、溫度等相關參數，水冷壁出口壁溫。

在運行過程中，密切注意新增再循環管道內流量的變化，同時，觀察SCR入口煙溫的變化，直至煙溫滿足要求，該水阻孔板憋壓閥可完全關閉。

手動調試完成后，記錄各負荷下泵出口水阻孔板憋壓閥的關閉位置（處于某個中停位置或者全關），將系統投入自動控制調節，可采用階梯狀控制策略，使SCR入口煙溫值到達設定值。

3.3 350MW亞臨界機組鍋爐全負荷脫硝系統運行說明

國華三河發電有限公司1#機組鍋爐全負荷脫硝系統于2020年10月21日隨機組啟動進行了熱態調試，從圖5可以看出，系統投運后脫硝入口煙氣溫升效果明顯，全程達到了煙氣進入SCR脫硝入口的溫度＞295℃的運行要求。

圖5 全負荷脫硝運行參數圖

國華三河發電有限公司熱水復合再循環系統投運后，表2給出了水阻孔板憋壓閥全關時的熱水再循環全負荷脫硝系統運行參數表，從表2可以看出，水阻孔板憋壓閥全關時再循環流量為501t/h（新增再循環流量計測量），爐水泵的差壓為321kPa，爐水泵出口水溫為287.74℃，爐水泵入口壓力約為7.73MPa。

表2 熱水再循環全負荷系統投運后鍋爐運行參數表

經計算此時工質比容為0.0217ft3/lb，由此可以計算出此時爐水泵的揚程約為44m，根據爐水泵的特性曲線（見圖6，圖6中箭頭所指的位置為系統投運后的爐水泵工作點），此揚程下對應的爐水泵的出口流量約為670m3/h（折合成此壓力和溫度下的質量流量為500t/h），可以看出，此時爐水循環泵運行的工作點位于爐水泵性能曲線上，說明此爐水泵運行是安全的，且性能并未發生明顯的衰減。

圖6 國華三河電廠爐水循環泵特性曲線圖

4 結語

國華三河發電有限公司350MW機組鍋爐基于深度調峰低負荷運行煙氣脫硝要求，設計安裝了熱水再循環全負荷脫硝系統，通過對熱水再循環全負荷脫硝系統的調試運行應用，得到以下結論：

（1）熱水再循環全負荷脫硝系統大幅度提升了國華三河發電有限公司350MW機組鍋爐的煙氣進入SCR脫硝反應器入口的溫度，在機組并網前，脫硝入口煙氣溫度已大于295℃，滿足了脫硝反應的最低溫度要求，從而保證了機組鍋爐煙氣的達標排放。

（2）熱水再循環全負荷脫硝系統設計充分利用了1A爐水循環泵，在熱水再循環系統投入及出口水阻孔板憋壓閥關閉的過程中，1A爐水循環泵運行穩定，運行的工作點位于爐水循環泵性能曲線上，未偏離原爐水泵的特性曲線，發揮了1A爐水循環泵的作用。