利用电站锅炉耦合秸秆直燃炉提高再热汽温和SCR烟温经济性分析

田舜尧，阎维平，李永生



利用电站锅炉耦合秸秆直燃炉提高再热汽温和SCR烟温经济性分析

田舜尧2，阎维平2，李永生1

（1.清洁高效燃煤发电与污染控制国家重点实验室，江苏 南京 210031；2.华北电力大学能源动力与机械工程学院，河北 保定 071003）

针对电站锅炉普遍存在的再热蒸汽温度偏低和选择性催化还原（SCR）烟气脱硝系统低负荷下无法正常投运的问题，提出通过一种电站锅炉耦合秸秆绝热直燃炉，利用秸秆直燃的高温烟气显热直接提高锅炉尾部烟道烟气温度的技术方案。以某超临界350 MW机组锅炉为例，对不同负荷下将耦合秸秆绝热直燃炉高温烟气分别引入低温再热器进口烟道和SCR烟气脱硝系统前烟道的情况进行热力计算和经济性分析。结果表明：将1 000 ℃高温烟气引入低温再热器进口烟道时，100%负荷工况下，消耗秸秆3 749 kg/h，可将再热蒸汽温度升高13.5 ℃，节省供电标准煤耗1.86 g/(kW•h)；50%负荷工况下，消耗秸秆3 749 kg/h，再热蒸汽温度升高33.3 ℃，节省供电标准煤耗7.39 g/(kW•h)；将1 000 ℃高温烟气引入SCR烟气脱硝系统前烟道时，50%负荷工况下，消耗秸秆580 kg/h，SCR烟气脱硝系统入口烟温升高8.7 ℃，满足SCR烟气脱硝系统投运要求，供电标准煤耗增加0.84 g/(kW•h)。

锅炉；耦合；烟气脱硝；再热汽温；秸秆直燃；补燃；绝热炉膛；经济性分析

目前，国内绝大部分燃煤机组已经安装了烟气脱硝装置[1]，而选择性催化还原（SCR）技术凭借脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高等优点成为烟气脱硝的主要方式。但随着锅炉负荷的降低，SCR脱硝系统入口烟温随之降低，当烟温低于320~400 ℃催化剂活性反应温度窗口时，会生成易堵塞催化剂通道的(NH4)2SO4或NH4HSO4，导致SCR脱硝系统无法正常投运[2-5]。另外，SCR催化剂的反应效率也会随着烟温的降低而降低，当烟气温度从360 ℃降到320 ℃时，SCR反应效率约降低2.3%[6-7]。然而，目前国内燃煤机组大都参与调峰，经常低负荷运行，再加上越来越严格的环保要求，迫使SCR脱硝系统在低负荷下正常投运。对此，目前主要的解决思路有：省煤器烟气旁路、省煤器给水旁路、省煤器热水再循环、省煤器分级、弹性回热技术和低温SCR脱硝催化剂技术[8-12]，以及锅炉尾部烟道补燃[13]。

由于受锅炉本身设计、燃用煤种变化、受热面清洁程度以及炉内低氮燃烧器改造等因素的影响，电站锅炉普遍存在再热蒸汽温度偏低的问题[14]，而再热蒸汽温度随锅炉负荷降低而降低的特性也使得低负荷下的再热蒸汽温度降低幅度更大。再热蒸汽温度下降会降低循环热效率，并增大汽轮机排汽湿度，严重影响机组的经济性和安全性[15-18]。对此，目前主要有烟气挡板调节、烟气再循环、摆动燃烧器、增设壁式再热器等解决措施[19-20]。多数情况下，再热蒸汽温度偏低的原因并非再热器受热面不足，故增加受热面也会增加汽侧阻力，事倍功半；另外，常规的烟气挡板调节方式也会对炉膛燃烧和过热器吸热造成不利影响。所以，基于再热蒸汽比热容小的特性，采用尾部烟道补燃增加吸热量升高再热蒸汽温度，也是一种有效的解决途径。

我国农业废弃物秸秆以其分布广、可再生、成本低等特点在可再生能源中占有重要地位[21-22]。秸秆直燃是生物质能源的主要利用方式之一，有着成熟的技术和设备。若在大容量高参数电站锅炉中耦合秸秆直燃炉，能够大幅度提高秸秆的利用效率，降低环境污染，带来更显著的经济效益和环保效果[23-26]。

本文提出一种电站锅炉耦合秸秆绝热直燃炉，利用高温烟气显热，提高锅炉尾部烟道烟温的技术方案。该方案有望以较低的改造代价，既解决SCR脱硝系统低负荷投运问题又提高再热蒸汽温度，同时也能利用秸秆资源进行高效发电。与耦合秸秆气化技术方案[13]比较，电站锅炉耦合秸秆绝热直燃炉无需燃气冷却、除焦油和升压以及低热值煤气燃烧器，具有设备和系统简单、技术成熟、秸秆入炉容易、燃烧效率高，且可在负压下燃烧、秸秆消耗量少、易于运行和维护、投资少等优点。

本文以某超临界350 MW机组直流锅炉为研究对象，不同负荷下分别将耦合秸秆绝热直燃炉高温烟气引入低温再热器（低再）进口烟道和SCR脱硝系统前烟道时进行热力计算，并利用等效焓降的基本原理对机组进行经济性分析，验证该方案的可行性，为尾部烟道补燃系统的设计和实际应用提供理论依据。

1 尾部烟道补燃方案

图1为本文提出的尾部烟道补燃系统。该补燃系统可实现将直燃炉产生的高温烟气引入电站锅炉水平低再进口烟道或SCR脱硝系统前烟道中 2种补燃方案。为防止秸秆灰对粉煤灰的影响，该系统在高温烟气引入尾部烟道前先进行除尘处理；根据再热蒸汽温度和SCR脱硝系统前烟气温度监测结果调整秸秆直燃炉负荷；利用锅炉热二次风为直燃炉燃烧提供助燃空气，并利用热二次风调整直燃炉炉膛出口烟气温度。该系统通过补燃强化了锅炉尾部烟道换热，提高了再热蒸汽温度和空气预热器出口风温，进而增加了二次风带回炉膛的热量，代替部分燃煤，同时进一步提高了高温烟气焓值，且二次风量的增加也使得空气预热器能够回收更多的排烟热量。

2 研究对象及秸秆绝热直燃炉

某超临界350 MW机组直流锅炉为单炉膛、平衡通风、固态排渣、Π型布置，采用旋流燃烧器，前后墙布置对冲燃烧，尾部采用双烟道，并设有烟气挡板，设计煤种为贫煤。该机组SCR脱硝催化剂的最低喷氨温度为320 ℃，其在100%负荷和50%负荷工况下的主要参数见表1。由表1可见，100%和50%负荷工况下再热蒸汽温度运行值分别比设计值低13.5 ℃和42.0 ℃。

该机组耦合秸秆绝热直燃炉采用层燃炉技术，炉内不设置受热面，为绝热炉膛。文献[26]设计了一台绝热炉膛过热器锅炉，验证了绝热炉膛锅炉的可行性。与传统生物质直燃炉相比，该尾部烟道补燃方案将直燃炉烟气引入锅炉尾部烟道，利用电站锅炉环保设备进行烟气污染物处理，大大提高了环保性能。秸秆绝热直燃炉燃料为玉米秸秆，燃料分析结果见表2。

表1 100%和50%负荷工况机组主要参数

Tab.1 Main parameters of the unit at 100% and 50% load

表2 玉米秸秆基本分析结果

Tab.2 Physical and chemical properties of the maize straw

3 计算结果及分析

3.1 直燃炉炉膛出口烟温计算

在该机组100%负荷工况下，将秸秆绝热直燃炉产生的高温烟气引入低再进口烟道，利用烟气显热将再热蒸汽温度提高到设计值569.0 ℃时，计算得到不同直燃炉炉膛出口烟温下低再入口烟温、直燃炉炉膛出口烟气量以及秸秆耗量的变化如图2和 图3所示。由图2可知：随着直燃炉炉膛出口烟温的降低，一方面使得电站锅炉低再入口烟温降低，从而导致换热温差Δt减小，根据公式Δt，Δt的减小会降低低再换热量；另一方面，随直燃炉炉膛出口烟温的降低，直燃炉炉膛出口烟气量逐渐增加，这使得低再换热系数增大，从而使增加。由图3可见，在直燃炉炉膛出口烟温约为950 ℃时，补燃所需秸秆量最少，可达到最佳换热效果。

不同直燃炉炉膛出口烟温下电站锅炉排烟损失的变化如图4所示。由图4可见，虽然出口烟温在950 ℃时秸秆耗量最少，但电站锅炉排烟损失变化趋势与直燃炉炉膛出口烟气量相似，与直燃炉炉膛出口烟温呈负相关，因此应尽量选择较高的出口烟温。但受高温烟道内衬耐火材料制约，烟气温度通常不高于1 200 ℃；另外，为避免直燃炉炉膛出口处结渣，直燃炉炉膛出口温度应该至少比ST低50~100 ℃。综合上述分析，直燃炉炉膛出口烟温选择1 000 ℃较为合适。

3.2 高温烟气引入低再进口烟道

将1 000 ℃高温烟气引入低再进口烟道时，电站锅炉尾部烟道补燃前后相关参数计算结果见表3。由表3可见，100%负荷工况下，当直燃炉消耗秸秆 3 749 kg/h时，相比补燃前，低再入口烟温升高20.7 ℃，从而再热蒸汽温度提高了13.5 ℃，SCR脱硝系统入口烟温升高8.9 ℃，空气预热器出口空气温度升高6.7 ℃，热二次风多带回炉膛的热量可代替燃煤291 kg/h，空气预热器出口空气量和排烟量均增加约4%，高温烟气经过低再和空气预热器换热，最终使排烟温度升高3.5 ℃，锅炉效率降低0.42百分点。

直燃炉同样消耗秸秆3 749 kg/h，50%负荷工况下，相比补燃前，低再入口烟温升高41.8 ℃，再热蒸汽温度升高33.3 ℃，SCR脱硝系统入口烟温由311.3 ℃升高到326.1 ℃，满足SCR脱硝系统投运要求，空气预热器出口空气温度升高10.7 ℃，热二次风多带回炉膛的热量可代替燃煤233 kg/h，空气预热器出口空气量和排烟量均增加约8%，排烟温度升高6.2 ℃，锅炉效率降低0.61百分点。

表3 电站锅炉低再进口烟道补燃前后参数计算结果

Tab.3 The calculated parameters in flue duct at inlet of the low temperature reheater before and after afterburning

3.3 高温烟气引入SCR脱硝系统前烟道

该机组在50%负荷工况下，SCR脱硝系统入口烟温未达到最低喷氨温度（表1），SCR脱硝系统无法正常投运。为此，将秸秆绝热直燃炉产生的1 000 ℃高温烟气引入SCR脱硝系统前烟道，电站锅炉尾部烟道补燃前后相关参数计算结果见表4。由表4可见，当直燃炉消耗秸秆580 kg/h时，相比补燃前，SCR脱硝系统入口烟温升高8.7 ℃，满足SCR脱硝系统投运要求，排烟温度升高3.8 ℃，空气量和排烟量均增加约1%，锅炉效率降低0.23百分点。可见，对比将高温烟气引入低再前烟道，不仅SCR脱硝系统补燃时消耗秸秆量大大减少，对锅炉尾部受热面和锅炉效率的影响也明显减小。

表4 电站锅炉SCR脱硝系统前烟道补燃前后参数计算结果

Tab.4 The calculated parameters in flue duct in front of the SCR denitration system before and after afterburning

4 高温烟气输送空气动力计算

秸秆绝热直燃炉产生的高温烟气在引入电站锅炉尾部烟道过程中的空气动力计算包括垂直烟道的自生通风力、沿程阻力、局部阻力等，计算公式如下。

自生通风力：

沿程阻力：

局部阻力：

式中：垂直烟道高度，m；0为烟气在101.325 kPa、0 ℃时的密度，kg/m3；为烟气的平均温度，℃；为当地大气压，Pa；程阻力系数；dl为当量直径，m；流速，m/s；为烟气密度，kg/m3；jb为局部阻力系数。

高温烟气输送的空气动力计算结果见表5。由表5可见，仅利用锅炉尾部烟道的负压以及垂直烟道的自生通风力克服烟道阻力以输送高温烟气时，最高管内烟气流速可达到24 m/s和26 m/s，因此无需增设增压风机。

表5 空气动力计算结果

Tab.5 The aerodynamic calculation results

6 经济性分析

尾部烟道补燃提高了再热蒸汽温度，使机组循环热效率增加，但也增加了送入锅炉的热量，增加了排烟损失，降低了锅炉效率。本文考虑空气量和烟气量的变化等对厂用电率的影响，利用等效焓降的基本原理对补燃后的机组进行经济性分析。

100%负荷工况下，将高温烟气引入低再进口烟道时，锅炉效率降低0.42百分点，使供电标准煤耗增加1.51 g/(kW·h)，再热蒸汽温度升高13.5 ℃，使机组循环热效率增加0.47%，供电标准煤耗减少3.37 g/(kW·h)，二者合计可使供电标准煤耗减少1.86 g/(kW·h)。

50%负荷工况下，将耦合秸秆绝热直燃炉高温烟气引入低温再热器进口烟道和SCR脱硝系统前烟道2种方案均实现了SCR脱硝系统低负荷下的正常投运。将高温烟气引入低再进口烟道时，锅炉效率降低0.61百分点，使供电标准煤耗增加2.46 g/(kW·h)，再热汽温升高33.3 ℃，使机组循环热效率增加1.17%，供电标准煤耗减少9.85 g/(kW·h)，二者合计可使供电标准煤耗减少7.39 g/(kW·h)。将高温烟气引入SCR脱硝系统前烟道时由于没有增加机组循环热效率，因此补燃后锅炉效率的降低会导致供电标准煤耗增加0.84 g/(kW·h)，但此时对电站锅炉尾部受热面的影响明显减小，所需秸秆量大大减少，因此增设功率较小的秸秆绝热直燃炉，可降低初期投资，适用于再热蒸汽温度偏低问题不显著而SCR脱硝系统低负荷投运问题亟待解决的机组。

同时，再热蒸汽温度升高降低了汽轮机末级叶片因湿度过高而导致的危险性。可见，尾部烟道补燃方案可显著提高机组的环保性、经济性和安全性。

7 结 论

1）本文提出一种电站锅炉耦合秸秆绝热直燃炉，通过将高温烟气引入低再进口烟道或SCR脱硝系统前烟道，利用烟气显热提高再热蒸汽温度和实现SCR脱硝系统低负荷投运。该技术较秸秆气化补燃技术具有明显优势。

2）在超临界350 MW机组上进行热力计算和经济性分析，计算结果表明：采用尾部烟道补燃方案时直燃炉炉膛出口烟温选择1 000 ℃较合适；将高温烟气引入低再进口烟道时，100%负荷工况下，消耗秸秆3 749 kg/h，低再入口烟温升高20.7 ℃，再热蒸汽温度升高13.5 ℃，排烟温度升高3.5 ℃，锅炉效率降低0.42百分点，循环热效率增加0.47%，供电标准煤耗减少1.86 g/(kW·h)；50%负荷工况下，消耗秸秆3 749 kg/h，低再入口烟温升高41.8 ℃，再热蒸汽温度升高33.3 ℃，SCR脱硝系统入口烟温升高14.8 ℃，排烟温度升高6.2 ℃，锅炉效率降低0.61百分点，循环热效率增加1.17%，供电标准煤耗减少7.39 g/(kW·h)；将高温烟气引入SCR脱硝系统前烟道时，50%负荷工况下，消耗秸秆580 kg/h，SCR脱硝系统入口烟温升高8.7 ℃，满足SCR脱硝系统投运要求，排烟温度升高3.8 ℃，供电标准煤耗增加0.84 g/(kW·h)。

3）该补燃方案中高温烟气的输送可以利用锅炉尾部烟道的负压以及直燃炉垂直烟道的自生通风力克服烟道阻力，无需增设增压风机。

［1］ 章斐然, 周克毅, 徐奇, 等. 燃煤机组低负荷运行SCR烟气脱硝系统应对措施[J]. 热力发电, 2016, 45(7): 78-83.ZHANG Feiran, ZHOU Keyi, XU Qi, et al. Coun- termeasures for SCR denitration system of coal-fired unit during low-load operation[J]. Thermal Power Generation, 2016, 45(7): 78-83.

［2］ 沈伯雄, 赵宁, 刘亭. 烟气脱硝选择性催化还原催化剂反应模拟研究[J]. 中国电机工程学报, 2011, 31(8): 31-37. SHEN Boxiong, ZHAO Ning, LIU Ting. Mathematical simulation of flue gas denitration based on selective catalytic reduction catalyst[J]. Proceedings of the CSEE, 2011, 31(8): 31-37.

［3］ 鲁芬, 问树荣, 冯润富, 等. 某600 MW机组锅炉换热面分级及烟气流场优化[J]. 热力发电, 2018, 47(5): 124-130.

LU Fen, WEN Shurong, FENG Runfu, et al. Classi- fication of heat exchanger and optimization of flue gas flow field in a 600 MW coal-fired boiler[J]. Thermal Power Generation, 2018, 47(5): 124-130.

［4］ 王乐乐, 何川, 王凯, 等. SCR脱硝催化剂低负荷运行评估技术研究与应用[J]. 热力发电, 2018, 47(10): 24-30.

WANG Lele, HE Chuan, WANG Kai, et al. Research and application of low-load operation evaluation technology for SCR catalysts[J]. Thermal Power Generation, 2018, 47(10): 24-30.

［5］ 白文刚, 于在松, 张一帆, 等. 超超临界二次再热机组锅炉全负荷脱硝特性[J]. 热力发电, 2017, 46(8): 141-144.

BAI Wengang, YU Zaisong, ZHANG Yifan, et al. Denitration performance of an ultra-supercritical unit boiler with double-reheat cycle under full load conditons[J]. Thermal Power Generation, 2017, 46(8): 141-144.

［6］ 黄文静, 戴苏峰, 艾春美, 等. 电站燃煤锅炉全负荷SCR脱硝控制技术探讨[J]. 节能技术, 2015, 33(2): 189-192. HUANG Wenjing, DAI Sufeng, AI Chunmei, et al. Discussion about SCR denitration control technology under full load in a coal-fired boiler[J]. Energy Conservation Technology, 2015, 33(2): 189-192.

［7］ LEHTORANTA K, VESALA H, KOPONEN P, et al. Selective catalytic reduction operation with heavy fuel oil: NO, NH3, and particle emissions[J]. Environmental Science & Technology, 2015, 49(7): 4735-41.

［8］ 胡蓉. 关于锅炉SCR全负荷适应性改造的探讨[J]. 中国科技信息, 2015, 3(1): 179-181. HU Rong. DiscussionaboutSCRfullloadadaptation of theboiler[J]. China Science and Technology Information, 2015, 3(1): 179-181.

［9］ 李励. 基于弹性回热技术的低负荷SCR脱硝系统性能研究[J]. 电力与能源, 2016, 37(6): 740-745. LI Li. Performance of a low-load SCR de-NOsystem based on the flexible feed water regeneration tech- nology[J]. Power and Energy, 2016, 37(6): 740-745.

［10］ ZHANG S, LI H, ZHONG Q. Promotional effect of F-doped V2O5-WO3/TiO2catalyst for NH3-SCR of NO at low-temperature[J]. Applied Catalysis A: General, 2012, 435: 156-162.

［11］ DENG Y X, CHEN X, SHAO R, et al. V2O5-WO3/TiO2catalysts for low temperature NH3SCR: catalytic activity and characterization[J]. Key Engineering Materials, 2016, 697: 275-278.

［12］ SHEN M, LI C, WANG J, et al. New insight into the promotion effect of Cu doped V2O5-WO3/TiO2for low temperature NH3-SCR performance[J]. Rsc Advances, 2015, 5(44): 35155-35165.

［13］ 李永生, 阎维平, 田舜尧, 等. 电站锅炉系统及电站锅炉整合生物质气化补燃提高尾部烟温的方法: 107255269A[P]. 2017-10-17. LI Yongsheng, YAN Weiping, TIAN Shunyao, et al. The method of improving the flue gas temperature by the combined biomass gasification of utility boiler system and utility boiler: 107255269A[P]. 2017-10-17.

［14］ 赵振宁, 王晶晶, 徐立伟, 等. 300 MW锅炉再热汽温低的原因分析及改造[J]. 中国电力, 2012, 45(12): 21-25. ZHAO Zhenning, WANG Jingjing, XU Liwei, et al. Reasons and retrofits of low reheat steam temperature of 300 MW boiler[J]. Electric Power, 2012, 45(12): 21-25.

［15］ 孙科, 吴松, 秦大川, 等. 提高再热汽温对锅炉和机组热力特性的影响及经济性分析[J]. 热力发电, 2014, 43(8): 19-23. SUN Ke, WU Song, QIN Dachuan, et al. Effect of improving reheat steam temperature on boiler thermal performance and economic analysis[J]. Thermal Power Generation, 2014, 43(8): 19-23.

［16］ 王春昌. 蒸发吸热比例变化对700 ℃超超临界机组锅炉设计的影响[J]. 热力发电, 2013, 42(1): 59-62. WANG Chunchang. Influence of evaporating and heat absorption proportion on design of 700 ℃ ultra- supercritical boilers[J]. Thermal Power Generation, 2013, 42(1): 59-62.

［17］ TARELIN A A. Influence of the reheat temperature on the efficiency of the wet-steam turbines of thermal power plants that operate under variable conditions[J]. Thermal Engineering, 2017, 64(4): 295-300.

［18］ WEITZEL P S. Steam generator for advanced ultra supercritical power plants 700 ℃ to 760 ℃[C]// ASME 2011 Power Conference Collocated with Jsme Icope. 2011: 281-291.

［19］ 韩英昆, 孟祥荣, 牟琳, 等. 超临界火电机组再热汽温控制系统分析[J]. 山东电力技术, 2010(1): 66-70. HAN Yingkun, MENG Xiangrong, MOU Lin, et al. Analysis on RH control system on supercritical power generation unit[J]. Shandong Electric Power, 2010(1): 66-70.

［20］ WANG J, ZHAO Z, XU L, et al. Scheme analysis of capacity-increasing transformation for reheaters of 300 MW boilers in a power plant[C]//International Conference on Materials for Renewable Energy and Environment. IEEE, 2013: 698-702.

［21］ 马隆龙, 吴创之, 孙立. 生物质气化技术及其应用[M]. 北京: 化学工业出版社, 2003: 182-183. MA Longlong, WU Chuangzhi, SUN Li. Biomass gasification technology and its application[M]. Beijing: Chemical Industry Press, 2003: 182-183.

［22］ GANESH A, BANERJEE R. Biomass pyrolysis for power generation: a potential technology[J]. Renewable Energy, 2001, 22(1/2/3): 9-14.

［23］ 孙俊威, 阎维平, 赵文娟, 等. 600 MW超临界燃煤锅炉生物质气体再燃的数值研究[J]. 动力工程学报, 2012, 32(2): 89-95. SUN Junwei, YAN Weiping, ZHAO Wenjuan, et al. Numerical study on biomass gas reburning in a 600 MW supercritical coal-fired boiler[J]. Journal of Chinese Society of Power Engineering, 2012, 32(2): 89-95.

［24］ HIGGINS B, YAN L, GADALLA H, et al. Biomass co-firing retrofit with ROFA for NOreduction[J]. Polish Journal of Environmental Studies, 2010, 19(6): 1185-1197.

［25］ HARDING N S, ADAMS B R. Biomass as a reburning fuel: a specialized cofiring application[J]. Biomass & Bioenergy, 2000, 19(6): 429-445.

［26］ 费茂华. 一台35 t/h燃煤粉过热器锅炉的设计[J]. 锅炉制造, 2015(4): 8-10. FEI Maohua. The design of 35 t/h pulverized coal fired superheater boiler[J]. Boiler Manufacturing, 2015(4): 8-10.

Economic analysis of increasing reheat steam temperature and SCR flue gas temperature by coupling straw direct-fired boiler with utility boiler

TIAN Shunyao2, YAN Weiping2, LI Yongsheng1

(1. State Key Laboratory of Clean and Efficient Coal-fired Power Generation and Pollution Control, Nanjing 210031, China; 2. School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, China)

In view of the common problems occur in utility boilers, such as low reheat steam temperature and failure operation of SCR flue gas denitration system at low load, a technical program of utility boiler coupling straw adiabatic direct combustion furnace was proposed. In this program, the flue gas temperature of boiler tail flue is directly increased by using the sensible heat of high temperature flue gas produced by straw combustion. Taking an ultra supercritical 350 MW unit boiler as the example, thermodynamic calculation and economic analysis were performed when the high temperature flue gas produced by straw combustion in adiabatic direct firing boiler was introduced to the inlet flue duct of the low temperature reheater and the flue duct in front of the SCR denitration system at different loads. The results show that, when the 1 000 ℃ high temperature flue gas was sent to the inlet flue duct of low temperature reheater at 100% load, the consumption of straw was 3 749 kg/h, the reheat steam temperature increased by 13.5℃ and the power supply coal consumption reduced by 1.86 g/(kW•h). At 50% load, the consumption of straw was 3 749 kg/h, the reheat steam temperature increased by 33.3℃ and the power supply coal consumption reduced by 7.39 g/(kW•h). When the 1 000 ℃ high temperature flue gas was sent to the flue duct in front of the SCR flue gas denitration system at 50% load, the consumption of straw was 580 kg/h, the flue gas temperature at the SCR denitration system inlet increased by 8.7℃ and the power supply coal consumption increased by 0.84 g/(kW•h), which met the requirements of the SCR denitration system.

boiler, coupling, flue gas denitration, reheat steam temperature, straw direct firing, afterburning, insulating furnace, economic analysis

Open Project Fund for State Key Laboratory (D2018Y001)

X773; TK6

A

10.19666/j.rlfd.201807127

田舜尧, 阎维平, 李永生. 利用电站锅炉耦合秸秆直燃炉提高再热汽温和SCR烟温经济性分析[J]. 热力发电, 2019, 48(2): 9-15. TIAN Shunyao, YAN Weiping, LI Yongsheng. Economic analysis of increasing reheat steam temperature and SCR flue gas temperature by coupling straw direct-fired boiler with utility boiler[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(2): 9-15.

2018-07-13

国家重点实验室开放课题基金资助项目(D2018Y001)

田舜尧(1993—)，男，硕士研究生，主要研究方向为节能降耗与环境污染控制，tianshunyao@163.com。

（责任编辑 杨嘉蕾）