超超临界锅炉省煤器给水旁路复合热水再循环提高SCR 入口烟温的应用研究

雷斐，赵有为

（国能徐州电厂，江苏 徐州 221135）

1 前言

“上大压小”政策的提出，一方面，加速了大小机组的转换，促进燃煤机组朝大容量、高参数、低消耗、少排放的方向发展，另一方面，随着电力市场改革，清洁能源装机容量极速扩张，根据IEA 预测，2027 年全球清洁能源装机容量将达到2400GW。本着清洁能源“能发尽发”的原则，燃煤机组开始由基础保障性电源向系统调节性电源转型，大容量机组需长时间带低负荷运行，由此带来的脱硝入口烟温低、无法满足环保排放要求的问题亟需解决。

目前，提高SCR 入口烟温的途径主要有以下几种：省煤器分级技术，方法是将部分省煤器受热面布置在SCR 脱硝系统之后，减少省煤器在SCR 脱硝系统之前的换热量，以此提高SCR 脱硝系统入口的烟气温度，该技术对系统改动大，且可能导致高负荷时SCR 入口烟气超温；省煤器烟气旁路，方法是从主给水管道引出一跟旁路管道，将部分给水经旁路直接输送至水冷壁入口，不进入省煤器中与烟气进行换热，以此减少烟气换热量，提高省煤器出口的烟气温度，由于此方法中烟气旁路中调节挡板常处于关闭状态，容易积灰引起阀门卡涩，或存在关闭不严漏烟问题，使锅炉效率下降；省煤器给水旁路复合热水再循环，结合省煤器给水旁路，再从省煤器出口引出管道将部分加热后的给水重新输送至省煤器入口，提高了给水温度，减少给水与烟气的换热温差，以此减少通过省煤器的烟气的换热量，此方法对系统改动小，调节灵活，但需注意省煤器出口工质过冷度，避免出现汽水沸腾现象。综合考虑改造效果、改造难度和改造成本，某电厂1000MW 超超临界机组选择省煤器给水旁路提高SCR 入口烟温，实现宽负荷脱硝满足排放要求。

2 系统概况

锅炉型号S099/27.46-M545，由上海锅炉厂制造，为超超临界变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、漏天布置、固态排渣、全悬吊结构塔式布置，采用选择性催化还原（SCR）脱硝法，一台炉配两个脱硝反应器，布置在省煤器和空预器之间，活性物质为TiO2、V2O5的板式催化剂按2+1 模式3 层布。催化剂活性温度范围320 ～420℃，低于活性温度下限运行易生成NH4HSO4附着在催化剂表面，使反应无法进行；长期高于活性温度上限运行则会导致催化剂烧结。

图1 为SCR 进口烟温随机组负荷的变化，BMCR 工况下SCR 进口烟温为380℃。催化剂活性温度下限是320℃，对应机组负荷440MW，所以，在机组负荷低于440MW 时，应准备启动宽负荷脱硝系统。目前，机组深度调峰负荷常为350MW/300MW，对应排烟温度为305℃/295℃，所以机组在350MW 或300MW 深度调峰时，需将SCR 入口烟温提升15℃/25℃，才能达到SCR 脱硝系统的正常投运条件。

图1 SCR 进口烟温随机组负荷变化情况

3 改造方案

3.1 系统简介

图2 为宽负荷脱硝系统改造方案，黑色部分为改造前系统，全部给水经过省煤器加热后进入水冷壁下联箱，系统自带启动循环泵，在机组启动时，将汽水分离器的疏水输送至省煤器进口管道继续进行加热。红色标记部分为新加装管件，分为省煤器给水旁路和热水再循环两部门，省煤器给水旁路是由省煤器进口主给水管道引出一根管路至水冷壁入口，管道上加装电动闸阀、电动调阀和流量计，电动调阀用于控制省煤器旁路的给水流量；热水再循环管路是将省煤器出口部门给水通过炉水循环泵输送至省煤器进口，与主给水混合，混合水温得到提升后再进入省煤器与烟气进行换热，此时，混合水温与烟气温差减小，可以减少给水吸热量，管道上加装电动调阀和流量计，电动调阀可调节进行热水再循环的流量，另省煤器出口有压力和温度测点，可计算省煤器出口工质过冷度。可以看到，此改造方案对原系统改动小，改造成本较低，且改动管路均在工质侧，改造安全系数高，且调节方式灵活。

图2 宽负荷脱硝改造方案

3.2 调整策略

机组低负荷运行时，省煤器出口即SCR 入口烟温低，无法正常投入SCR 脱硝系统，为提高SCR 入口烟气温度，可以首先选择打开省煤器给水旁路电动调阀，使部门给水通过旁路流至省煤器出口，由于流经旁路的给水未通过省煤器与烟气进行换热，故通过省煤器的烟气换热量减少，省煤器出口即SCR 入口烟气温度会升高，另由于流经省煤器的工质流量减少，烟气量不变，故此部分给水温升会更高；当仅开给水旁路无法满足脱硝系统条件时，可打开热水再循环电动调门，将省煤器出口工质与进口工质混合，提高省煤器进口水温，减小水温与烟温差，减少给水与烟气的换热量，也可提高SCR 入口烟温，但是此方式在提高SCR 入口烟温的同时，省煤器出口给水温度也会提高，因此，在开热水再循环时，要时刻关注省煤器出口工质过冷度，避免省煤器发生水沸腾现象，确保省煤器的安全运行。

该调整方案具备调整方式灵活，系统响应速度快的特点。运行过程中，需注意3 个问题：（1）给水旁路调门和再循环调门开关要缓慢，以免对给水流量造成较大波动；（2）密切监视省煤器出口水温，确保工质过冷度在安全范围，避免省煤器水中带汽；（3）关注空预器出口排烟温度，注意排烟温度过高对锅炉热效率的影响。

4 效果分析

4.1 机组负荷350MW

机组深度调峰，负荷350MW 时，总给水量约1100t/h，SCR 入口烟温305℃，比催化剂活性温度下限低约15℃，水冷壁入口水温298℃，省煤器出口工质过冷度39℃，SCR 入口烟温、水冷壁入口水温、过冷度、排烟温度随省煤器旁路流量变化如图3 所示。省煤器给水旁路由0t/h 开到300t/h 过程中，水冷壁入口混合水温有所降低，由298℃降低至284℃，SCR 入口烟温随省煤器给水旁路流量增加而提高，由305℃提高至322℃，已经达到SCR 催化工作活性温度，可以正常投入SCR 脱硝系统，经计算，省煤器给水旁路流量每增加100t/h，SCR 入口烟温提高约5.5℃，锅炉排烟温度由105℃提高至110℃，会对锅炉效率产生一定的影响，工质过冷度降低至22℃，省煤器可安全运行。所以，在机组350MW 深度调峰时，仅开省煤器给水旁路可以保证SCR 脱硝系统正常投运。

图3 机组负荷350MW 时SCR 入口烟温、水冷壁入口水温、过冷度、排烟温度随省煤器旁路流量变化关系

4.2 机组负荷300MW

4.2.1 仅开省煤器给水旁路

机 组 负 荷300MW 时， 给 水 流 量 约970t/h， 对应SCR 入口烟温和水冷壁入口水温分别为295 ℃和298℃，过冷度和排烟温度分别为30℃和109℃，如图4 所示，随着省煤器旁路流量变大，SCR 入口烟温和排烟温度明显升高，水冷壁入口水温和省煤器出口过冷度逐渐降低。

图4 机组负荷300MW 时SCR 入口烟温、水冷壁入口水温、过冷度、排烟温度随省煤器旁路流量变化关系

当省煤器旁路流量开大到150t/h 时，旁路流量约为给水总量的1/6，SCR 入口烟温提高至304℃，比未开给水旁路时提升9℃，比SCR 催化剂的工作温度下限低约15℃，排烟温度升高3℃，另由于走旁路的给水未参与烟气换热，导致水冷壁入口混合水温降至289℃，而通过省煤器的水侧工质减少导致省煤器出口水温升高，工质过冷度下降至15℃。继续开大省煤器给水旁路至300t/h，旁路流量约占总给水量1/3，此时，省煤器出口工质过冷度为10，可保证水动力安全性，SCR 入口烟温提升至314℃，基本接近SCR 催化剂工作温度下限，可应对短时间深度调峰需求，若长时间低负荷运行，还需进一步提高SCR 入口烟温，以免生成NH4HSO4覆盖在吸附剂表面，影响吸附剂性能，水冷壁入口混合水温继续降低至283℃，较未开水旁路降低约15℃。

经计算，在仅开省煤器给水旁路时，SCR 入口烟温每提高10℃，省煤器出口工质过冷度降低约10℃，锅炉排烟温度提高约3℃，水冷壁入口混合水温降低约8℃，由于主蒸汽温度与水冷壁入口温度密切相关，受水冷壁入口混合水温的限制，不宜再继续开大给水旁路，考虑开启热水再循环系统。

4.2.2 省煤器给水旁路复合热水再循环

机组负荷300MW，给水流量970t/h，保持省煤器给水旁路流量300t/h，热水再循环流量由0t/h 开到400t/h，SCR 入口烟温、水冷壁入口水温、过冷度、排烟温度的变化如图5 所示。热水再循环流量200t/h 时，SCR 入口烟温由314 ℃提高到321 ℃，已经达到SCR催化剂工作温度下限，脱硝效率98% 以上、喷氨量6000Nm3/h 左右、氨逃逸率0.4%条件下，可将SCR 出口自NOX控制在25mg/Nm3以下，省煤器出口工质过冷度7℃，不影响水动力安全性，水冷壁入口混合水温提升5℃达到288℃，排烟温度118℃。继续开大热水再循环流量至300t/h，SCR 入口烟温323℃，此温度较适合SCR 催化剂工作，且水冷壁入口混合水温达到295℃，有助于提高锅炉主蒸汽参数，但省煤器出口工质过冷度降低到5.5℃，一旦工况发生剧烈扰动，有可能造成省煤器水中带汽，影响锅炉水动力安全性，故机组在此工况运行时，需密切监视省煤器出口工质参数，参数调整要平稳。

图5 给水旁路复合热水再循环SCR 入口烟温、水冷壁入口水温、过冷度、排烟温度随热水再循环流量变化关系

5 结语

机组350MW 深度调峰时，总给水流量约1100t/h，省煤器给水旁路流量开至300t/h 时，在保证水动力安全性的前提下可以将SCR 入口烟温提高至322℃，达到正常投入SCR 脱硝系统的条件，省煤器旁路流量每增加100t/h，SCR 入口烟温提高约5.5℃，所以负荷350MW 时，只需开省煤器给水旁路就可以保证SCR 脱硝系统的正常投运。

机组300MW 深度调峰，总给水量970t/h，省煤器给水旁路每开大100t/h，SCR 入口烟温可以提高6℃，旁路流量300t/h 可将SCR 入口烟温提高至314℃，省煤器出口工质过冷度10℃，可保证锅炉水动力安全性，此工况可应对短时深度调峰，若长时间深调，易生成NH4HSO4影响催化剂性能，故需进一步提高SCR 入口烟温，需增开热水再循环系统。

保持省煤器给水旁路流量300t/h，热水再循环流量开至200 ～300t/h，SCR 入口烟温提高至321 ～323℃，脱硝效率98%以上、喷氨量约6000Nm3/h 条件下，可将SCR 出口NOX控制在25mg/Nm3以下，工质过冷度大于5.5℃，不影响水动力安全性，基本达到宽负荷脱硝改造目标，另此工况锅炉排烟温度较初始温度提高约12℃，经估算锅炉温度每提高3℃，锅炉效率下降0.15%，故锅炉下降约0.45%。该改造方案可供同类型机组参考。