【能源人都在看，點擊右上角加'關注'】
北極星大氣網訊:摘 要：以某 330 MW 機組 SCR 脫硝系統為研究對象，為了適應機組深度靈活性調峰，開展 SCR 脫硝系統優化改造技術研究。結合煤中的硫分和水分，機組負荷降低至 30%THA 工況時，為了滿足脫硝系統能夠正常運行，脫硝入口煙氣溫度需提高 18 ℃，從技術安全性、可靠性和經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、省煤器熱水再循環和增設零號高加等提升脫硝系統低負荷時煙氣溫度技術，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改造提供參考依據。
關鍵詞：燃煤機組；深度調峰；靈活性改造；SCR 脫硝系統
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，國家能源局 2016 年初連續召開會議和發文，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，使機組具備深度調峰能力，並進一步增加負荷響應速率，部分機組具備快速啟停調峰能力。
為響應國家號召，提高機組的上網競爭力和盈利能力，某電廠擬開展機組靈活性改造項目，實現純凝工況 30%額度負荷的深度調峰能力。而實現機組深度調峰首要解決的是低負荷時 SCR脫硝系統正常投運問題，需要通過技術改造提高脫硝系統入口煙氣溫度，開展脫硝系統優化改造技術研究非常必要，也可為同類型機組改造提供參考依據。
1 鍋爐設備概況
某電廠鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產製造的亞臨界參數、一次中間再熱、緊身封閉、自然循環汽包爐，採用平衡通風、直流式燃燒器、四角切圓燃燒方式，燃用煙煤。鍋爐採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
鍋爐主要設計參數見表 1。
表 1 鍋爐基本設計參數
1.2 鍋爐燃料特性
鍋爐設計煤種、試驗煤種特性見表 2。
表 2 鍋爐煤種特性
2 SCR 脫硝系統優化改造技術研究
2.1 低負荷脫硝系統運行存在的制約因素
SCR 系統的催化劑的工作溫度通常在 300～400 ℃之間，因此要求通過 SCR 反應器的煙氣溫度應始終保持在 300～400 ℃之間，否則脫硝系統無法正常工作。經過現場勘測與數值計算，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，此時脫硝系統基本可以運行，若負荷繼續降低，脫硝進口煙氣溫度降低於300 ℃，不滿足運行要求。經過計算，30%THAL負荷下 SCR 入口煙溫約為 282 ℃，應進行改造解決脫硝系統低負荷不能運行的問題。
2.2 改造要求
經過計算，30%THA 工況下脫硝入口煙氣溫度為 282 ℃左右，考慮到現用煤種的硫分及水分含量均不高，將最低脫硝煙溫調整至 300 ℃，以兼顧生產和環保的雙重需求。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
提高煙氣溫度有以下可行的技術手段：省煤器煙氣旁路、省煤器分級、省煤器給水旁路、省煤器熱水再循環和增設零號高加。通過各種技術方案對比確定最佳改造技術路線。
2.3.1 分級省煤器技術
(1) 技術原理
省煤器分級是近年發展起來的一項新的滿足脫硝系統低負荷投運的技術，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 裝置之後，不需要額外增加省煤器的換熱面積，只需增設兩級省煤器間的集箱、連接管道等。給水管道改至位於 SCR 反應器後的新增省煤器入口處，兩級省煤器之間採用大口徑連接管道進行連接，通過減少 SCR 反應器前省煤器的吸熱量，達到提高 SCR 反應器入口煙溫的目的。具體改造範圍：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構，下集箱入口前給水管道改造，核算 SCR 殼體及鋼結構的安全性，進行相應加固改造。
省煤器分級布置在有效提高 SCR 入口煙溫的同時並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) 技術特點
減少原省煤器的部分受熱面積（約佔原有省煤器面積的25%～28%）。拆除SCR至空預器的煙道，在新制煙道中增加分級省煤器（約佔原省煤器面積的 30%～33%），改造時需保證原空氣預熱器、磨煤機出力不變。改造後省煤器整體換熱效果基本不變, 以使空預器後排煙溫度基本不變，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，省煤器分級布置屬於一項「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調節的能力，對變煤種、變工況缺乏適應性。如果省煤器面積分級比例設計不精確，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%的蛇形管組拆除並在 SCR 裝置之後安裝新的受熱管組。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
(1) 技術原理
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， 將一部分給水經旁路管道接入省煤器出口連接管道，旁路流量由加設的控制閥、憋壓閥等設備控制。該方案的關鍵點在於，當旁路系統啟用時，須嚴格控制懸吊管出口水溫留有足夠的安全裕量、不發生沸騰，省煤器區域管道不會出現水擊、汽化等現象，投退及運行中管道無振動發生，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
根據機組運行數據，建立熱力計算模型，並針對 130 MW、100 MW 兩個運行工況進行模擬計算，詳細數據如表 3 所示。
表 3 熱力計算數據
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 ℃。
由於省煤器水旁路改造方案改變了省煤器進、出口工質的流量、溫度等參數，因此該方案在調節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。改造後省煤器出口工質不發生汽化，即出口水溫不超過對應壓力下的飽和溫度。
採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，採用省煤器水旁路時，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的影響。
選取 4 種不同的煤作為計算燃料，幾種煤質間成分差異較大，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構，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
在 30%THA 工況下，不同煤種的升溫效果見表6。
表 6 不同煤質的水旁路方案的改造效果（℃）
由表 6 核算結果可知，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，相對於前文計算採用的可研煤質，煤種改變後，省煤器出口煙溫的變動範圍在-1.3 ℃～2.4 ℃，而水旁路對煙溫的調節能力也有±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，但由於鍋爐煙溫水平相對升高，因此仍可以滿足改造後升溫達 300 ℃的要求。不同煤種下省煤器出口水溫過冷度均在 10 ℃以上。
由於省煤器水旁路方案的基本原理都是基於對進入省煤器的水溫、水量參數的各種調節，因此不同的鍋爐運行壓力會對水側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，採取較高的壓力有利於更好發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採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，不會發生沸騰現象，運行安全。
(3) 技術特點
系統布置簡單，增加旁路及調節閥即可，對SCR 入口煙溫有動態調節能力。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。省煤器水旁路系統具有可擴展性，未來可在本方案基礎上疊加其他水側方案，獲取更高的升溫能力。啟用後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
(1) 技術原理
在省煤器入口與省煤器出口這段煙道區域外部設置旁路煙道，外部旁路煙道出口處設置旁路煙氣擋板，通過調節旁路煙氣擋板的開度來調節外旁路煙氣和省煤器出口煙氣的混合比例，進而達到調節SCR 反應器入口煙溫的目的。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
深度低負荷調峰運行時，從轉向室後包牆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 ℃，已經低於 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投運的目的。方案確定由尾部轉向室豎井煙道後包牆處抽取高溫煙氣，抽菸口的尺寸為 2×1500 mm×1800 mm，然後經過旁路煙道通入 SCR 反應器噴氨格柵前部。
表 8 煙氣旁路計算匯總表
(3) 技術特點
鍋爐增設高溫煙氣旁路煙道後，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設備的入口煙氣溫度越低。當 SCR 入口煙溫監測發現低於 SCR 催化劑反應溫度時，為了保證 SCR 設備的正常工作，將旁路煙道關閉擋板打開，調節擋板開度，增加進入旁路煙道的煙氣量提高 SCR 設備入口的煙氣溫度。
由於旁路煙氣在 SCR 進口主煙氣流中混合不均易引起煙溫分層現象。長期不在低負荷運行，擋板門處於常閉狀態，會導致積灰、卡澀打不開，帶來運行性能不穩定。煙氣旁路設置了煙氣擋板，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洩漏，直接進入 SCR 裝置，這時煙氣溫度將會出現高於催化劑最高允許溫度的風險，影響催化劑壽命。啟用後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
為提高低負荷下 SCR 入口煙氣溫度，保證 SCR正常投運，可增設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間，保證脫硝裝置正常投運。附加高壓加熱器回熱系統圖見圖 4。
圖 4 附加高壓加熱器回熱系統改造
該電廠機組汽機房空間較小，無法進行零號高 加系統改造，且改造成本高、工期長，不適合寬負荷脫硝改造。
2.3.5 省煤器熱水再循環技術
(1) 技術原理
省煤器熱水再循環技術是通過在省煤器進口集箱之前設置調節閥和連接管道，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，減少流經省煤器的給水量，同時打開再循環閥，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。省煤器熱水再循環系統見圖 5。
圖 5 省煤器熱水再循環系統示意圖
(2) 改造計算
針對 130 MW（40%THA）、100MW（30%THA）兩個運行工況採用不同省煤器熱水循環方案改造計算，詳細數據見表 9。
表 9 省煤器熱水再循環計算數據
由表 9 可以看出，30%THA 工況即 100 MW 負荷時，採用熱水再循環方案時，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) 技術特點
再循環管路一端連接下降管，另一端連接主給水管道，由爐水再循環泵、電動調節閥、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泵，可以利用循環泵大大節約改造成本。改造後再循環系統運行不影響鍋爐水循環系統的安全運行，保證鍋爐的水循環可靠。省煤器熱水再循環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泵的基礎上單臺爐改造約 1000 萬元。
3 結論
綜合考慮，分級省煤器改造技術和零號高加技術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。
省煤器熱水再循環技術可以滿足煙溫提升要求，但改造費用高且國內運行業績較少。
省煤器煙氣旁路改造簡單、投資費用低、國內運行業績多。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係差等問題。
不同煤種和不同給水壓力下採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，不會發生沸騰現象，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，可關閉此旁路，維持鍋爐的整體效率不變。旁路系統具有可擴展性，未來機組負荷更低時，可在本方案基礎上疊加其他水側方案，如省煤器水旁路組合熱水再循環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。
免責聲明：以上內容轉載自北極星大氣網，所發內容不代表本平臺立場。全國能源信息平臺聯繫電話：010-65367702，郵箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝陽區金臺西路2號人民日報社