600MW超临界机组优化调整降低煤耗分析

国能铜陵发电有限公司 张 炜

1 600MW超临界机组概况

某600MW超临界锅炉是直流炉、单炉膛、全悬吊结构，根据锅炉机组的最大连续出力判断工况。电厂内一台锅炉配备6台磨煤机，型号为HP1008，为中速磨，利用弹簧加载。

1.1 机组问题

SCR脱硝装置分布在省煤器出口和空预器入口处的垂直烟道中，SCR入口处为混合烟气温度。在添加设计煤种（淮南煤）情况下，该入口处的温度达到375.31℃，符合设备使用的温度标准。在机组负荷下降中，入口处烟气温度相应调整。在负荷仅有40%THA的状态下，入口处温度是285℃，未能达到其标准温度区间（290～400℃）的最低要求，导致脱硝装置直接被强制退出，此时烟气排放异常。

1.2 影响因素

机组负荷。在机组负荷下降中所有出入口处的烟温均下降，同时排烟温度也会有明显下降，这使得锅炉的热效率提高，机组的耗煤量会相应减少。本文所述锅炉具有对流特性，如锅炉负荷下降则燃煤量与内部传热量、炉膛出口处的烟气温度均下调，由此促使对流受热区域的传热温差缩小、烟温下降。所以，减轻锅炉负荷省煤器出口处的烟气与排烟的实际温度会降低，此时机组因为排烟造成的热量损失也会减少。

煤种。机组运行中，如改变煤种会引起烟气物理特性的明显变化，继而对机组换热效果带来影响，引发烟温变化。煤炭的众多成分，对SCR装置的入口烟温有较明显影响的是低位发热量与水分含量。一方面，低位发热量变化是借助碳元素与灰分含量调整实现的，在总量不变情况下二者含量是负相关。在低位发热量下降过程中SCR装置的入口烟温随之提高，前者下降1%、后者随之提高0.13℃左右。而排烟温度及燃料量同样会因低位发热量下降而提高，在该种发热量降低1%时排烟温度可在原有基础上提升0.088℃左右，煤耗量每小时增加1吨以上。假设锅炉效率是固定的，低位发热量下降煤耗量就要增多；另一方面，煤炭水分含量，其每提高1%会导致SCR装置入口处的烟温提高0.149℃左右，燃煤量每小时多出0.012吨上下。

低负荷工况下前后烟道的烟气比。在锅炉机组尾部设置分烟道的结构。前烟道部分，顺着烟气移动的过程包括低温再热装置与省煤器；而后烟道部分则是低温过热器与省煤器。所以，二者内部的烟气量改变会引起吸热量变化，继而使SCR装置入口处的烟温随之调整。使用淮南煤时机组处于40%THA状态中，前后烟道内烟气量的比例分别是68%、32%。在前烟道的占比减少，后烟道增加中，SCR装置入口处的烟温相应下降。出现此种现象的原因在于：前省煤器相较于后省煤器来说入口温度更小，同时前者的受热面积也更小，所以在前烟道份额下降、后烟道份额上升中换热量会提高，继而使得SCR装置入口处烟气和排烟温度下降。同时因低温再热器安置在前烟道，在此空间内的烟气份额缩小后再热蒸汽的吸热量会下降，相应温度降低[1]。

2 600MW超临界机组优化调整现有方案

2.1 600MW超临界机组优化

省煤器给水旁路。在原有机组结构的基础上添加给水旁路管道，当机组处于低负荷运行状态中，调整省煤器旁路给水，让有些入口处的给水借助旁路管道来到出口处。整个原理是下调省煤器给水量，控制传热温差及热量，实现调高出口处烟气温度的目的。所述锅炉的尾端共有两个烟道，在前省煤器处设置低温再热器；后省煤器则配备低温过热器。假设给水旁路是一个大旁路，可把前后省煤器视为整体，管道两端分别和出入口集箱相连，借助流量调节阀改变给水量。

省煤器烟气旁路。在原有机组结构基础上添加烟气旁路。机组在低负荷工作中改变烟气量，让部分原本在入口处的高温烟气在不换热的情况下和出口处烟气接触，是为提高出口处的温度。在机组改造调整中，前后省煤器添加烟气旁路管道，并在烟道出口处增设挡板，避免烟气进入。机组运行中，利用改变挡板开度实现对旁路管道烟气流量的控制。

分级设置省煤器。该方案要求全面调整省煤器管组结构，将既有下半部分拆掉，同时在SCR出口处连接的烟道中增加适量受热面。而原有的省煤器传热区域缩小，使得内部传热量得以下调，让SCR反应装置的入口处温度有所上升。在烟气经过脱硝处理后会由低温级的省煤器继续降温，使机组在改造前后总换热量大体上一致[2]。

2.2 现有方案比较分析

2.2.1 烟气温度

对比上述三个改造方案下，机组处于40%THA状态，把SCR入口处烟气温度提高到最低限制及其以上可能会付出的代价：给水旁路改造。因水侧放热系数明显超过烟气侧的放热系数，所以选择优化给水侧，但温度调节幅度并不大。在给水份额超过64%，SCR入口处的烟气温度才可达到最低标准；烟气旁路改造。在后省煤器的旁路烟气份额处于35%上下时，也就是烟气总量的11.2%，入口温度可满足最低限度；分级设置省煤器。将高温级省煤器的受热区域占比提高至83%，入口处的温度可满足需要。从该项衡量指标看最后一个方案相对较好。2.2.2 排烟温度

使机组保持在40%THA状态中，通过以上方案改造，在入口温度提高至最低限值的过程中三个方案的排烟温度变化分别为+2.41℃、+2.37℃、124℃没变。由此来看，前两个方案在达到入口处烟气温度中排烟温度会随之提升。理论分析中，SCR自身换热的问题能不考虑，所以二者中的SCR入口烟气与排烟的温度同步提高。最后一个方案因省煤器受热区域整体未进行调整，所排烟温度不变。2.2.3 锅炉工作状态

省煤器出口处的水温。方案一，因入口给水中有一部分没有吸热，所以造成出口处温度提高。在给水旁路的份额逐步提高中水温随之增加，过冷度不断下降。在满足烟温标准后，前省煤器出口处的过冷度不到8℃、后省煤器则达到31℃。二者都没有实现饱和，这会形成安全隐患；方案二是将部分高温的烟气略过放热环节，使得省煤器内的换热量下降，出口处水体温度同样下降；方案三中，因受热区域的面积无变化，加之烟气与温度等都没有变化，所以出口处的水温同样未变。

将机组调整至100%BMCR的工作状态，SCR装置入口处的烟温是375.31摄氏。假设选择方案一，该工况下就要完全关闭调节阀；方案二的烟气挡板也要完全闭合。此种情况下二者改造前后无区别；方案三在该工况中省煤器受热范围缩小，烟温与金属壁的温度会提高，不仅可能面临超过标准温度区间的问题，还容易使金属壁的温度过高。针对方案三的问题，SCR入口处的烟温最高值是395℃，金属管的外壁不可超过烟温，此处管路材料选择20号钢、该材料的温度承受限值是430℃，不涉及到超温的问题，所以该方案也适用[3]。

2.2.4 改造难度

方案一中，把省煤器的出入口集箱利用额外设置的管道连接，借助旁路管道的调节阀门改变给水量，且旁路中的水体不涉及到装置内部换热。此方案的改造难度低、建设工作量少，所以优化调整的风险较低；方案二中改造原理和上一种类似，其是在机组尾部烟道外增加烟道旁路，在此处改变烟气量，且所需烟气量占比不高。此方案改造难度与任务量都不大，但要求所用材料的耐温性能较佳，特别是挡板，否则会因材料变形发生内漏；方案三中把少部分的省煤器受热面拆掉，转移到SCR装置。由于需改变受热面的位置，无论是工作量还是难度均极大。且SCR增加受热面的改造中还要调整给水管路，把低温级与高温级的省煤器连在一起，再加上物理空间的束缚，此方案对现有机组的改动较多。

3 600MW超临界机组优化调整结合方案

基于对三个改造方案的比较分析，选择后两种改造思路，即烟气旁路与分级设置，提炼二者优势得出结合改造方案。该方案把脱硝装置和空预器间的烟道中添加小部分的受热面，同时省煤器增设烟气旁路，借此可在保障出口处烟温安全达标的基础上兼顾控制排烟温度，让机组改造及运行成本较低。

3.1 改造部分

机组内高温级的省煤器设置后烟道的旁路，入口处加装挡板，利用其开度调整旁路流量；高温级省煤器的受热区域不进行任何调整，仅在SCR的出口处烟道中留出适量空间，装设低温级的省煤器。该项改造处理可起到下调排烟温度的作用，能提高机组运行经济性；给水系统部分的调整，将两个级别的省煤器连起来。机组启动后给水会先达到低温级的省煤器，而后经过换热[4]。

3.2 省煤器改造

在低温级省煤器的受热区域逐渐扩大中，SCR装置的入口烟温与省煤器出口处的水温都会随之提高。出现该现象的主要原因在于：省煤器入口处的水体经过加热器后温度会提高，使装置内的传热温差缩小，这样便能提高出口处的烟温。同时，给水通过换热，加之受热总面积扩大，使得出口处的水温上升。而在锅炉尾部的烟道换热区域扩大中烟气放热量提高，此时空预器入口处的烟温与排烟温度随之下降。由此提高机组经济性，锅炉的工作效率优化，耗煤量相应下降。

在低温级省煤器的实际受热区域扩大后，空预器的入口处烟气温度随之下降，机组运行环境温度无变化，此时空预器中的传热温差缩小，促使传热量降低，因而排烟温度的下调幅度在空预器降幅以下。机组处于40%THA中，排烟温度是124℃，空预器的入口烟温是310.57℃。为保障超临界机组安全运行，要把排烟温度控制在该数值左右。运用结合方案优化机组，SCR入口处的烟温上升约10℃。当旁路没有烟气的情况下，空预器的入口烟温同时下调约10℃。在低温级省煤器改造后的受热面积是原有的20%时空预器的入口烟温是296.83℃，而排烟温度是91℃。

3.3 优化效果

在结合方案中，SCR出口到空预器入口的部分加装一台低温级省煤器，其受热面积是原有省煤器的20%，借助旁路挡板改变烟道流量。在增加挡板开度，烟气份额随之增多，而SCR入口处烟气和排烟的温度都会提高，同时省煤器出口的给水温度降低。在烟气旁路的实际份额调整值33.5%的状态时，SCR装置入口处的烟温高于320℃，符合机组运行的需要。排烟温度超过120℃，该数据相较于旁路无份额状态下有所提升，但与机组改造前对比，温度总体下降的状态，结合机组投运情况来说，预计煤炭耗用量能下降0.4g/kWh左右。

经过上述结合方案调整后，因为在锅炉的尾部烟道加装低温级的省煤器，所以即便没有相应的旁路调节，也能达到升温的目的。由此，机组处于高负荷状态时，脱硝装置入口处将面临有烟气温度超过催化剂发生反应区间的可能性，所以要对最高工况加以评估。此处对比“淮南煤”与“混合煤”的使用，后者低位发热量相对更少，并且水分含量大。而SCR入口处的烟温会因为煤炭的低位发热量下降，出现上升的情况，并在水分含量增加中该处烟温也会提高。所以，机组在面对最大工况的运行工作中应当添加混合煤。

机组通过结合方案的优化调整后，处于100% BMCR状态中，当旁路没有烟气份额的情况下，SCR装置入口处的烟温超过380℃，总体有所提高，并且还在其正常的反应温度范围内，所以不会出现超温的问题。同时，经过改造后的机组排烟温度下降，每小时的耗煤量减少0.36吨，锅炉的运行效率有所优化，机组工作经济性明显提升。

综上，通过上文对锅炉机组的讨论分析，会影响煤耗量的是烟气温度。因此在优化调整机组中，应当以控制SCR装置入口出烟气与机组排烟的温度，有效提高锅炉效率，达到降低煤耗的目的。在实际改造设计中，相关人员需要考虑方案的可行性，分别从改造难度、工作量、经济性等角度剖析，最终筛选出方案中的优势，经过合理化整合，保障机组改造的效果，为电厂机组的安全稳定运转以及燃煤量的控制提供有效保障。