利用省煤器给水旁路提高SCR进口烟温的应用及分析

潘军涛

（浙江浙能乐清发电有限责任公司，浙江乐清325609）

利用省煤器给水旁路提高SCR进口烟温的应用及分析

潘军涛

（浙江浙能乐清发电有限责任公司，浙江乐清325609）

介绍了某发电厂1号机组脱硝系统的运行优化思路，通过加装省煤器给水旁路提高低负荷下进入脱硝系统的烟气温度，在燃用设计煤种时，35%BMCR负荷工况下脱硝系统入口烟温不低于293℃，保证低负荷阶段脱硝系统稳定运行。

控制策略；脱硝；给水旁路

0 引言

近年来随着发电设备单机容量的不断增大，风电、太阳能及核电装机容量大幅提高，新能源在整个能源结构中的占比不断增加。而国家对环保排放标准和节能指标的要求不断提高，大型火力发电机组面临深度调峰任务，长时间处于低负荷运行状态。亟需提高脱硝进口烟气温度，以保证火电机组低负荷运行阶段亦满足环保排放要求。

1 系统概况

某发电厂1号机组锅炉由上海锅炉厂设计制造，为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬挂结构П型锅炉、露天布置燃煤锅炉，锅炉型号为SG-1913/25.4-M956。

脱硝系统采用SCR（选择性催化还原法）脱硝装置，在设计煤种、BMCR（锅炉原最大工况）、处理100%烟气量条件下，脱硝效率不小于80%。系统采用2+1模式布置，脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间，烟气从省煤器引出，1台炉配置2个反应器，经过脱硝后，烟气接入空预器。SCR配有烟气系统、SCR反应器吹灰系统、液氨存储及蒸发系统、氨稀释及喷射系统等。

脱硝系统按入口浓度320 mg/m3，脱硝效率80%设计，催化剂操作温度310～420℃，氨逃逸率不大于3 mg/m3，SO2/SO3转化率不大于1%。1号机组脱硝催化剂采用蜂窝式，由东方凯特瑞环保催化剂有限公司生产。

2 目前脱硝系统运行存在问题

选择性催化还原脱硝是将烟气中的氮氧化物在有催化剂的情况下转变成氮气和水的过程，氨气先与烟气混合然后再经过催化剂，氨气和NOX扩散到催化剂的微孔结构中，被活性区域吸附，并在活性区域表面完成脱硝反应。影响反应的主要因素为催化剂活性、烟气温度和反应物（NOX和NH3）浓度。一个平衡的化学反应过程有一定量的出口NOX和氨逃逸。

通过加入NH3而减少NO和NO2的最主要的化学反应如下：

反应（1）是最主要的反应，去除1 mol的NO需要1 mol的NH3，但是在实际反应中，为了达到要求的NO脱除率，需要多喷入少量的NH3来补偿非均匀混合。通过催化剂未参加反应而多余的NH3被称为氨逃逸。

在特定的运行条件下，某些相关的反应可能会发生，尤其是，

反应（4），在低于427℃正常运行温度下NH3的氧化并非主要反应，当烟气温度升高时，氧化反应显著增加，从而增加了NO浓度并减少了SCR反应中参与脱硝反应的NH3。

反应（5），并非主要反应，但燃料中的硫在燃烧过程中会产生SO2和SO3，烟气中的SO3会导致硫酸氢氨和硫酸氨的生成，如反应（6），（7）一旦形成，这些物质会沉积在催化剂和相关设备表面，降低系统性能。如果硫酸盐沉积物黏附在空预器表面，就会造成空预器堵塞，影响机组的带负荷能力，严重时威胁机组的安全稳定运行。

为使脱硝SCR系统在低负荷时也能投入运行，保证机组NOX排放达标，需要确保脱硝入口烟气温度在催化剂的活性范围内。而烟气脱硝催化剂活性厂家建议催化剂的最佳反应温度区间为320～420℃，当SCR入口烟温低于正常反应温度时，催化剂的反应效率大大降低，进而导致喷氨量增加，氨逃逸率升高，甚至造成催化剂中毒。

随着电网AGC深度调峰要求不断提高，涉网机组低负荷下运行时间越来越长，从表1可以看出本厂低负荷下，由于脱硝入口烟温低而使脱硝设施被迫退出运行，造成NOX超标排放，无法满足环保要求。

3 低负荷下延长SCR投运时间的探讨

3.1 深度调峰运行方式的优化

低负荷阶段（负荷小于270 MW）由于燃烧的变化，富氧燃烧使SCR入口NOX含量大幅度变化。二次风风量的增加，保证了脱硝系统正常投运，但也使SCR入口NOX含量明显升高，负荷240 MW时，SCR入口NOX含量达600 mg/m3，SCR出口NOX含量达140 mg/m3，因此，在维持SCR入口烟温保证脱硝系统投运的情况下，降负荷时优先停上层磨煤机，优化二次风配风，减少SCR入口NOX生成。

3.2 脱硝喷氨自动控制的优化

引入多变量控制系统ISCR，优化喷氨自动，控制脱硝出口浓度，减少氨逃逸率。

3.3 探索催化剂最低温度使用区间

逐步降低1号炉SCR投入的温度定值，观察空预器烟气差压以及SCR喷氨量、氨逃逸的变化，探索出催化剂的最低反应温度。经过试验性运行后确定机组的运行方式：负荷≥300 MW时，不允许SCR撤出运行；设置SCR进口烟温保护按钮，当SCR进口烟温保护按钮投入且285℃≤SCR进口烟温≤290℃，延时3 h撤出SCR；SCR进口烟温保护按钮投入且SCR进口烟温＜285℃，无延时撤出SCR；SCR进口烟温＞290℃，允许投运SCR。

4 省煤器给水旁路系统控制要求

机组在35%负荷下，通过优化控制手段已很难使省煤器出口烟温达到285℃，不能满足脱硝装置的投运条件。随着环保减排规定要求的提高，需要研究提高省煤器出口烟温的方法，实现低负荷阶段脱硝系统正常投用。目前发电厂提高脱硝装置入口温度方式主要有两种：增加省煤器给水旁路或增加省煤器烟气旁路系统。1号机组采用省煤器给水系统加装旁路的方法。

表1 省煤器给水系统改造前机组参数

4.1 省煤器给水旁路热力系统

省煤器给水旁路是指省煤器给水入口处分为主流水量和旁路水量，主流水量进入省煤器中吸热升温，旁路水量则绕过省煤器，最终两者在省煤器出口进行混合（如图1所示）。通过调整旁路水量和主流水量的比例来调节SCR反应器入口烟温。给水旁路投运后，低负荷下进入脱硝设备的烟气温度适当提高，燃用设计煤种时，在35% BMCR负荷工况脱硝入口烟气温度不低于293℃，可保证脱硝装置稳定投入。

4.2 主要控制策略

4.2.1 省煤器水侧旁路调节控制

当省煤器出口烟气温度不能满足脱硝装置的运行要求时，通过调节旁路调节阀的开度来改变旁路给水流量，从而改变流经省煤器的给水流量，来调节省煤器出口烟气温度，在35%BMCR时将省煤器出口烟温提高到293℃。考虑到SCR入口烟温（即省煤器出口烟温）稳定需要30 min以上的时间，惯性比较大，因此省煤器给水旁路调节阀控制策略采用开环控制。

根据设计参数，在35%BMCR时需将省煤器出口水温调节控制在约321℃，温度上升时可适当加大主给水流量。当省煤器出口水温上升至其饱和温度时锅炉需MFT（主燃料跳闸），同时在距饱和温度10～15℃处设置报警。

当省煤器出口水温过高时，闭锁旁路调节阀开大；当锅炉MFT时，保护关闭旁路调节阀。

4.2.2 省煤器水侧旁路隔绝阀控制

当烟气温度降低时，运行人员可根据省煤器出口烟温的变化手动开启或关闭该隔绝阀，也可通过联锁逻辑实现隔绝阀的自动开启或关闭。另外，当发生锅炉MFT跳闸时，保护关闭该隔绝阀。

4.2.3 省煤器水侧旁路进口压力控制

原有给水进口门（或憋压阀）是为了有效实现省煤器水侧旁路的给水分流效果，可适当关小憋压阀，以增加省煤器水侧旁路进口压力。给水旁路调门通流能力较强，能满足锅炉负荷的给水通流需求，本次改造要求给水憋压阀调节时，憋压阀的前后差压约为0.4～0.5 MPa（在35%负荷左右）。

4.3 对目前给水控制的影响及措施

当部分给水通过省煤器水侧旁路进入锅炉后，会降低省煤器总的出口水温。投用和退出水侧旁路时，需要关注因省煤器总的出口水温的变化而引起的给水温度的变化。

图1 改造后的省煤器给水旁路系统

关小省煤器进口憋压阀和调节水侧旁路调节阀时要采取合适的步骤和方法，以免对给水流量带来较大的扰动。

5 系统投运试验过程

机组负荷330 MW时，投入省煤器水侧旁路系统进行热态调试，开启旁路调节阀前后隔离门，逐渐开启旁路调节阀，调节阀的给水流量特性如图2所示。300 MW以下，逐渐降负荷时，调整旁路调门开度，观察省煤器出水过冷度和烟气温度变化，在保证过冷度的情况下关小调门开度，改变旁路的给水流量记录相关参数和曲线，负荷降至250 MW，试验停止。

图2 旁路调节阀流量特性曲线

不同负荷工况下给水旁路投运时机组主要参数如表2所示。

6 改造效果分析

（1）省煤器给水旁路系统改造后，如图3所示，当负荷在250 MW时，给水旁路调节阀开度50%时，SCR入口烟温提高约5℃，省煤器出水过冷度维持在-13℃，脱硝A/B两侧的温度偏差较小，可以保证脱硝系统的正常运行要求。

（2）负荷由330 MW降至250 MW期间，省煤器旁路给水压力满足给水旁路系统投运的要求，因此在省煤器给水旁路系统投运期间，不需要关小主给水调节阀来进行憋压，仍可保持全开运行，减少了运行人员的操作。

（3）省煤器给水旁路调节阀开度变化时，SCR入口烟温随之改变，但是SCR入口烟温稳定需要30 min以上，惯性比较大，因此控制阀采用开环控制。

（4）试验结果显示，省煤器给水旁路调节阀50%开度可以满足机组低负荷运行期间的全程要求，考虑到AGC调节负荷的频繁性，为了减少运行人员的监视和操作工作量，当省煤器给水旁路系统在低负荷投运时，将旁路调节阀的阀位上限设定为50%。

表2 不同负荷下给水旁路投运时机组的主要参数

图3 省煤器给水旁路运行曲线

（5）省煤器给水旁路系统改造后，通过给水焓值控制的修正，系统的改造对CCS协调控制系统影响较小。

7 结语

省煤器给水旁路系统改造后系统设备性能良好，经过静态调试和动态调整，运行参数稳定，能够满足机组低负荷时脱硝系统长期稳定运行的要求。该改造方案可供同类机组参考。

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Application and Analysis on SCR Inlet Flue Gas Temperature Elevation by Economizer Feedwater Bypass

PAN Juntao
（Zhejiang Zheneng Yueqing Power Generation Co.，Ltd.，Yueqing Zhejiang 325609，China）

The paper introduces the optimized operation strategy for the denitration system of#1 unit in a power plant.By installation of economizer feedwater bypass，the temperature of flue gas flowing into the denitration system in low load is elevated.In the case of design coal combustion，the SCR inlet flue gas temperature under the condition of 35%BMCR can not be lower than 293℃to guarantee operation safety of the denitration system under low load.

control strategy；denitration；feedwater bypass

10.19585/j.zjdl.201708015

1007-1881（2017）08-0073-05

TM621，X773

B

2017-03-31

潘军涛（1977），男，工程师，主要从事发电厂热控技术管理工作。（本文编辑：张彩）