超临界锅炉省煤器旁路复合热水再循环提升SCR入口烟温技术应用研究

李守磊，徐国鹏，程建朝，李学刚

（华能日照电厂，山东 日照 276800）

0 引言

截至2020年底，我国煤电装机容量达到10.8 亿kW，占全国总装机容量的49.1%，2020 年煤电发电量为4.63 万亿kWh，占全国总发电量的60.8%［1］，煤电在我国发电行业的主导地位还将持续相当长的一段时间。随着我国经济的持续健康发展，电力需求日益增大，用电结构也在发生变化，造成电网负荷峰谷差不断增大，随机性、间歇性强的风电、光伏等可再生能源电力的大规模并网，给电网的运行安全带来了冲击。为了提高电网对可再生能源的消纳，减少弃风、弃光现象的发生，煤电在电网中的作用由提供基础电源逐渐向提供灵活可调电源转换。为了提高煤电机组参与深度调峰的经济性，各地相继出台了电力辅助服务交易政策，对参与深度调峰的机组实施补贴［2］。

煤电机组开展深度调峰，除了需要解决锅炉低负荷燃烧稳定性［3］、供热机组热电解耦等问题外，还需要解决的一关键问题是保障机组深度调峰期间脱硝装置的全程投运［4］。目前，绝大部分煤电机组脱硝装置的工作温度为300～420 ℃［5-6］。当机组深度调峰时，随着锅炉负荷的降低，脱硝装置入口烟温将降至300 ℃以下，为避免脱硝催化剂失去活性，脱硝装置需要退出运行，导致氮氧化物排放超标，机组调峰中止。因此，针对深度调峰期间，脱硝装置无法投入的机组，需要进行提高脱硝装置入口烟温改造。

提高脱硝装置入口烟温的主要技术包括省煤器外部烟气旁路［7］、省煤器内部烟气旁路、热水再循环、省煤器给水旁路、分级省煤器［8-9］、附加高温加热器［10］等。绝大多数燃煤机组通过优化设计选择单一技术方案即可实现机组深度调峰期间脱硝装置入口烟温提升至工作温度范围，但针对脱硝装置入口烟温远远低于工作温度范围的机组，则需要其中两种或多种技术的联合应用［11］。

以山东某电厂680 MW 机组锅炉为例，介绍热水再循环和省煤器给水旁路技术在国内超临界机组上的联合应用。

1 研究对象概况

锅炉为上海锅炉厂生产制造的SG-2150/25.4-M973 型超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉。锅炉采用单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π 型露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构。脱硝系统采用选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR）工艺，催化剂选用蜂窝型，布置三层，系统采用氨气为还原剂。

锅炉不同负荷下脱硝装置入口烟温数据如表1所示。锅炉脱硝催化剂运行温度低限为300 ℃，若要确保锅炉深度调峰至238 MW（35%额定负荷）以上脱硝装置全程投入，必须进行提高脱硝装置入口烟温改造。考虑到煤质、运行参数波动等影响，238 MW负荷下需提高脱硝装置入口烟温25～30 ℃。

表1 不同负荷下脱硝装置入口烟温 单位：℃

2 宽负荷脱硝改造方案

通过对现场勘察，受空间限制锅炉现场不具备高温烟气旁路和分级省煤器的改造条件，为实现低负荷下脱硝装置入口烟温的大幅提升，首先考虑的是烟温提升幅度较大的热水再循环技术。通过热力计算，204～238 MW 负荷下分离器经炉水循环泵可返回水量最大约400 t/h，400 t/h饱和炉水与省煤器进口水混合，进口水温提高约38 ℃，省煤器出口烟温最大可提升至296 ℃。单独采取热水再循环技术不能满足脱硝装置长时间安全稳定投运的需求。减少省煤器与烟气的换热以此提高省煤器出口烟温，除了通过提高省煤器进口水温外，还可以通过减少省煤器给水流量来实现，因此，采取热水再循环和省煤器给水旁路联合应用技术，可以最大限度地减少省煤器与烟气的换热，提高省煤器出口即SCR装置入口烟温。

综合考虑现场条件、建造成本和改造效果，最终采用热水再循环与省煤器给水旁路联合方案，以满足脱硝装置深度调峰期间的投运温度要求［12-13］。

2.1 基本改造方案

宽负荷脱硝改造方案如图1 所示。自省煤器进口给水管路上接出旁路管道，该旁路管道引至省煤器出口管，通过给水旁路来减少省煤器的进水量，同时利用炉水循环泵将高温炉水注入给水管道（锅炉湿态运行时），提高省煤器入口水温，减少省煤器换热量，从而达到提高SCR 入口烟温的目的。旁路管道上配有手动截止阀、电动截止阀、电动调节阀等用来控制省煤器旁路水量，同时设有流量计用以测量旁路流量大小。为监测省煤器出口（混合前）水温过冷度，在省煤器出口管道上增设了温度、压力测点。

图1 宽负荷脱硝改造方案

2.2 改造方案的安全可靠性

热水再循环和省煤器给水旁路的联合方案，可以实现在提高SCR 入口烟温的同时又可有效控制省煤器出口水温，通过调整热水再循环量和旁路给水量确保省煤器出口给水有一定的过冷度，这既提高了SCR 入口烟温，确保脱硝系统的正常投运，又保证了机组设备的运行稳定安全。同时，进入水冷壁的工质温度提高后，水冷壁的欠焓降低，有利于提高锅炉水动力安全性。

此外，采取热水再循环与省煤器给水旁路相结合工质侧改造技术，与采取高温烟气旁路等烟气侧改造技术相比，具有管路严密性好、操控精准的特点，不存在正常运行工况高温烟气挡板不严导致的锅炉排烟温度高、脱硝入口烟温超高限的风险。

2.3 改造方案的可操作性

考虑到锅炉自带炉水循环泵系统，因此开展热水再循环与省煤器给水旁路改造较容易实现，仅需要在省煤器进口给水管路上增设一条支管，该省煤器支管与省煤器出口管汇连，在支管上加装单通阀、截止阀和调节阀［14］，利用已有的分离器出口管道通过炉水循环泵与省煤器进口联箱相连。改造工程量小，工期短，费用较低。

2.4 改造方案的经济性

考虑到热水再循环和省煤器给水旁路联合方案是通过削弱省煤器与烟气的换热，从而提高脱硝装置入口烟气温度，无疑低负荷运行时会提高排烟温度从而导致锅炉效率降低。通过估算，锅炉SCR 入口烟温每提升10 ℃，排烟温度将升高3 ℃左右，锅炉效率会降低约0.15%［15］。35%额定负荷下，通过此方案将SCR 入口烟温提升30 ℃时，锅炉效率约降低0.45%，合约发电煤耗升高1.4 g/kWh。

3 宽负荷脱硝改造效果分析

3.1 单独投运省煤器给水旁路系统

272 MW 锅炉负荷下，锅炉维持干态运行，SCR入口烟温为284.7 ℃，单独投运省煤器给水旁路，SCR入口烟温随旁路给水流量的变化如图2所示。当旁路给水流量为143 t/h 时，SCR 入口烟温上升至293.5 ℃，当旁路给水流量为230 t/h 时，SCR 入口烟温上升至298.0 ℃，当旁路给水流量增加至310 t/h时，SCR 入口烟温上升至300.2 ℃，此时省煤器出口工质过冷度为14.2 ℃，可确保锅炉水冷壁的运行安全。随着省煤器给水旁路流量的增加，SCR 入口烟温呈逐渐上升的趋势。单独投运省煤器给水旁路系统，每增加省煤器水旁路流量100 t/h，SCR 装置入口烟温可升高约5 ℃。

图2 SCR入口烟温与省煤器水旁路流量关系（272 MW）

受限于省煤器给水旁路流量过大可能导致省煤器汽化的风险，单独投运省煤器给水旁路时，旁路给水流量控制不超过330 t/h。

3.2 联合投运给水旁路和热水再循环系统

3.2.1 热水再循环流量对SCR入口烟温的影响

机组负荷240 MW 工况下，机组转湿态运行，投运热水再循环与省煤器给水旁路复合系统，在省煤器给水旁路流量为100 t/h、再循环流量为650 t/h时，SCR 入口烟温为293.0 ℃。为探求系统联合投运时热水再循环流量对SCR 入口烟温的影响，在保持100 t/h 省煤器旁路流量不变情况下，将热水再循环流量分别增加至700 t/h、750 t/h、800 t/h、850 t/h、900 t/h，试验结果如图3所示。

图3 SCR入口烟温与省煤器水旁路流量关系（240 MW）

投运热水再循环与省煤器旁路联合系统时，当热水再循环流量分别为650 t/h、700 t/h、750 t/h、800 t/h、850 t/h、900 t/h 时，SCR 入口烟温分别为293.0 ℃、293.9 ℃、294.9 ℃、295.4 ℃、296.1 ℃、298.1 ℃，随着热水再循环流量的增加，SCR 入口烟温逐步上升，每增大热水再循环流量100 t/h，SCR入口烟温可升高约2 ℃。当热水再循环流量增加至900 t/h 时，省煤器出口工质过冷度为31.2 ℃，锅炉水冷壁运行安全性大幅提升。

3.2.2 省煤器给水旁路流量对SCR入口烟温的影响机组调峰至204 MW 负荷，SCR 入口烟温进一步降低，投运热水再循环与省煤器给水旁路联合系统。为研究热水再循环和省煤器给水旁路联合投运时，省煤器给水旁路流量对SCR 入口烟温的影响，在保持热水再循环流量为750 t/h 不变的条件下，将省煤器给水旁路流量分别调整为100 t/h、185 t/h、215 t/h、250 t/h、300 t/h，试验结果如图4所示。

图4 SCR入口烟温与省煤器水旁路流量关系（204 MW）

投运热水再循环与省煤器给水旁路联合系统，保持热水再循环流量为750 t/h 不变，当省煤器给水旁路流量分别为100 t/h、185 t/h、215 t/h、250 t/h、300 t/h时，SCR入口烟温分别为275.0 ℃、285.0 ℃、293.5 ℃、298.0 ℃、304.0 ℃，随着省煤器给水流量的增加，SCR入口烟温呈明显上升趋势，每增加省煤器水旁路流量100 t/h，SCR入口烟温可升高10 ℃左右，较单独投运省煤器给水旁路时烟温提升效果明显增加，这是由于热水再循环与给水旁路联合投运后，热水再循环流量增大，省煤器入口水温由239 ℃升高至287 ℃，随着旁路给水流量的增加，省煤器中工质与烟气的换热明显削弱，在保障设备安全的前提下，SCR 入口烟温提升幅度得以明显增加。当热水再循环流量为750 t/h、省煤器给水旁路流量为300 t/h时，锅炉省煤器出口工质过冷度为10.6 ℃，可确保水冷壁的运行安全。

3.3 改造效果分析

根据改造方案，锅炉干态运行工况仅能投运省煤器水旁路系统，将部分给水直接引至省煤器出口管道，减少流经省煤器的介质从而减小省煤器的换热量，进而减少省煤器烟温温降，提高SCR 入口烟温。但在投运中，全开省煤器水旁路上的调阀后旁路流量仅为150 t/h 左右，需要通过关小锅炉上水主阀的节流方式提高给水压力，增大省煤器旁路流量。因此节流时需缓慢进行特别在锅炉上水主阀流量特性变化大的开度区间时，应注意给水自动调节是否正常，确保给水流量保持稳定；另一方面随省煤器水旁路流量的增加，省煤器的介质减少，省煤器出口的水温不断升高，其过冷度将减小，为确保省煤器及水冷壁的安全，需保证水冷壁入口水的欠焓，水冷壁入口水的最小过冷度在最低直流负荷段需达到17～25 ℃［16］，因省煤器给水旁路中未加热的给水会在水冷壁入口之前与省煤器中加热后的给水混合后进入水冷壁下联箱，因此将省煤器出口给水的过冷度报警值设定为10 ℃。当其过冷度≤10 ℃时，将通过自动逻辑闭锁给水旁路的调阀开大。

在锅炉湿态运行工况可投运省煤器水旁路与热水再循环联合系统，通过省煤器水旁路减少至省煤器入口给水流量及炉水循环泵将热水与给水混合，两方面叠加提高省煤器入口水温。通过改变热水再循环流量，当热水再循环量900 t/h 时炉水循环泵已接近最大出力，热水再循环量可调整空间不大，烟温提升能力有限。在机组负荷204 MW 时，通过调整省煤器再循环流量750 t/h，省煤器水旁路流量300 t/h，省煤器入口水温提高至287 ℃，进一步地减少了省煤器的吸热量，SCR 入口烟温升高了30 ℃，SCR 入口平均烟温可达到303.5 ℃，满足脱硝系统的投运条件。通过与近两次开机机组负荷204 MW 工况下SCR入口烟温对比，投运热水再循环与省煤器给水旁路复合系统后，SCR 入口烟温提升明显，升高30 ℃左右，达到了改造预期效果。

4 结语

热水再循环与省煤器给水旁路联合系统改造后，单独投运省煤器给水旁路时，SCR 入口烟温最大提升幅度为15 ℃左右，每增加省煤器给水旁路流量100 t/h，SCR 入口烟温可升高约5 ℃；联合投运热水再循环与省煤器给水旁路后，SCR 入口烟温可提升30 ℃左右，维持一定的热水再循环流量，每增加省煤器给水旁路流量100 t/h，SCR 入口烟温可升高约10 ℃。热水再循环与省煤器给水旁路联合应用时，维持热水再循环流量750～800 t/h，可通过调整省煤器给水旁路流量控制SCR 入口烟温。系统改造完成后，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。