鄭曉彤 崔 堯 謝廣慶

上海上電電力工程有限公司

脫硝寬負(fù)荷運(yùn)行的水側(cè)改造途徑

鄭曉彤 崔 堯 謝廣慶

上海上電電力工程有限公司

燃煤電廠鍋爐在低負(fù)荷時(shí)，脫硝系統(tǒng)（SCR）往往由于煙溫低而不能投入運(yùn)行。為了使機(jī)組在低負(fù)荷時(shí)氮氧化物的排放滿足環(huán)保的要求，需要對(duì)現(xiàn)有SCR進(jìn)行寬負(fù)荷脫硝改造。首先對(duì)寬負(fù)荷脫硝改造的必要性進(jìn)行介紹，然后就脫硝寬負(fù)荷運(yùn)行的水側(cè)改造的4種方案進(jìn)行闡述和對(duì)比，指出了每種方案的優(yōu)劣。最后通過應(yīng)用案例詳細(xì)介紹了GRS、SGRS的改造效果，并總結(jié)了水側(cè)改造的技術(shù)特點(diǎn)。

SCR；脫硝寬負(fù)荷；GRS；SGRS

1 引言

我國(guó)的能源結(jié)構(gòu)是以煤炭為主的，煤炭消耗量還將持續(xù)增長(zhǎng)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，目前我國(guó)發(fā)電裝機(jī)容量中火電裝機(jī)容量占74%以上，在未來的很長(zhǎng)一段時(shí)間里，燃煤所造成的氮氧化物污染是繼二氧化硫污染之后的又一重要的環(huán)境問題。隨著經(jīng)濟(jì)和社會(huì)的發(fā)展，氮氧化物的控制標(biāo)準(zhǔn)將逐漸嚴(yán)格。

2013年9月，國(guó)務(wù)院下發(fā)的《大氣污染防治行動(dòng)計(jì)劃》明確要求加大工業(yè)企業(yè)大氣污染綜合治理，除循環(huán)流化床鍋爐以外的燃煤機(jī)組均應(yīng)安裝脫硝設(shè)施。京津冀、長(zhǎng)三角、珠三角等區(qū)域要于2015年底前基本完成燃煤電廠、燃煤鍋爐和工業(yè)窯爐的污染治理設(shè)施建設(shè)與改造。

隨著“十二五”計(jì)劃的不斷深化，國(guó)家環(huán)保部對(duì)于大氣污染物的考核力度以及排放的標(biāo)準(zhǔn)也在不斷提高。燃煤電廠作為環(huán)境污染物排放的重要控制對(duì)象，已然站在了節(jié)能減排戰(zhàn)線的前沿。根據(jù)國(guó)務(wù)院下發(fā)的《2014-2015年節(jié)能減排低碳發(fā)展行動(dòng)方案》，需強(qiáng)化京津冀及周邊、長(zhǎng)三角、珠三角等重點(diǎn)區(qū)域污染減排，盡可能多削減氮氧化物，力爭(zhēng)2014～2015年實(shí)現(xiàn)氮氧化物減排12%，高出全國(guó)平均水平2個(gè)百分點(diǎn)。為了配合順利達(dá)成這個(gè)目標(biāo)，保證燃煤鍋爐全時(shí)段、全負(fù)荷的氮氧化物達(dá)標(biāo)排放，進(jìn)行機(jī)組的寬負(fù)荷脫硝改造顯得尤為必要。

2 寬負(fù)荷脫硝概述

脫硝裝置（SCR）的投運(yùn)對(duì)煙溫有一定的要求，通常要求SCR的最低運(yùn)行溫度不低于305℃～315℃，主要為避免硫酸氨及硫酸氫銨凝結(jié)于催化劑和空預(yù)器而造成堵塞；SCR的最高運(yùn)行溫度不高于400～430℃，主要為避免影響SO3的轉(zhuǎn)化率以及催化劑燒損。而鍋爐設(shè)計(jì)為降低排煙溫度，提高熱效率，通常設(shè)置較多的省煤器受熱面積，盡可能降低省煤器的出口煙溫，尤其在低負(fù)荷和/或大氣溫度較低情況下煙溫會(huì)更低。我國(guó)約有65%的亞臨界鍋爐在50%負(fù)荷以下時(shí)，SCR的入口煙溫在305℃以下，在低氣溫下40%負(fù)荷時(shí)的入口煙溫在290℃左右。約有35%的超臨界鍋爐在50%負(fù)荷以下時(shí)，SCR的入口煙溫在305℃以下，在低氣溫下40%負(fù)荷時(shí)的入口煙溫在295℃左右。

因省煤器出口煙溫低，不能滿足SCR的投運(yùn)要求以致在低或較低負(fù)荷時(shí)不能投用SCR。因此可通過對(duì)機(jī)組進(jìn)行改造，提高省煤器出口煙溫，解決機(jī)組在低負(fù)荷時(shí)不能投運(yùn)SCR的問題，滿足機(jī)組在各正常運(yùn)行負(fù)荷區(qū)間內(nèi)均能投運(yùn)SCR的煙溫要求。此類改造我們稱之為寬負(fù)荷脫硝改造。

寬負(fù)荷脫硝改造可以根據(jù)電廠的實(shí)際情況可采用多種方案：提高給水溫度、旁路煙道、省煤器水旁路、分級(jí)省煤器等。眾多的方案實(shí)際上可以歸納為從水側(cè)入手和從煙氣側(cè)入手兩類。水側(cè)改造方案只對(duì)省煤器水側(cè)流程進(jìn)行改造，煙道不作改動(dòng)，以此提升煙氣側(cè)出口溫度。由于煙道流場(chǎng)不變，煙氣的流場(chǎng)和溫度場(chǎng)不會(huì)發(fā)生畸變。煙氣側(cè)方案為只對(duì)省煤器煙氣側(cè)流程和煙道進(jìn)行改造而不改動(dòng)鍋爐汽水系統(tǒng)的方案。主要有省煤器煙氣旁路、省煤器分級(jí)和省煤器內(nèi)置分隔煙道等。煙氣側(cè)改造由于煙道的流場(chǎng)發(fā)生變化，需要特別關(guān)注煙道流場(chǎng)及溫度場(chǎng)的均勻性。本文主要介紹水側(cè)的改造方案。

3 水側(cè)改造方案簡(jiǎn)介

（1）省煤器水側(cè)旁路

水側(cè)旁路方案，是將一部分給水直接引入下水包，如圖1所示，使進(jìn)入省煤器的給水流量降低，減少了給水在省煤器中的吸熱量，從而提高脫硝裝置入口煙氣溫度。但是當(dāng)省煤器中給水流量降低較多時(shí)，出口水溫升高較多，低負(fù)荷隨著旁路流量的增加，給水在省煤器內(nèi)會(huì)發(fā)生汽化，因此該方案提升能力受到省煤器出口水溫不沸騰的條件的限制。其次省煤器流量過小省煤器管排流量的均勻性會(huì)受到破壞也會(huì)導(dǎo)致部分管排的沸騰，一般省煤器最小的流量不能小于滿負(fù)荷流量的10%。

（2）省煤器水側(cè)再循環(huán)（Gas temperature Rising System,以下簡(jiǎn)稱GRS）

GRS系統(tǒng)是對(duì)現(xiàn)有的鍋爐水系統(tǒng)進(jìn)行改造，利用原有（或增加）爐水泵將部分高溫爐水輸送至鍋爐省煤器水側(cè)進(jìn)口與給水混合，以提高給水溫度，進(jìn)而提高鍋爐省煤器出口煙氣溫度，使其溫度達(dá)到SCR系統(tǒng)正常投運(yùn)的要求。

圖1 省煤器水側(cè)旁路示意圖

GRS系統(tǒng)的工作原理：該系統(tǒng)利用原有（或增加）爐水泵，增加相應(yīng)的管道、電動(dòng)閥門等，爐水泵的出口分成兩路，一路通過電動(dòng)調(diào)節(jié)閥與下水包連接，一路通過電動(dòng)調(diào)節(jié)閥與省煤器的給水入口并聯(lián)，這部分爐水和給水的混合提高了省煤器入口的溫度，從而減少了水和煙氣的溫差，導(dǎo)致煙氣放熱量的減少，省煤器出口煙氣的溫度有了一定程度的提高，從而滿足SCR系統(tǒng)的適用溫度，系統(tǒng)示意圖見圖2。

圖2 省煤器水側(cè)再循環(huán)方案示意圖

（3）省煤器水側(cè)再循環(huán)加旁路（Super Gas temperature Raising System，SGRS ）

SGRS是綜合上述兩個(gè)方案的特點(diǎn)，在將部分爐水注入給水的同時(shí)將部分給水旁路引入下降管，可以在不增加省煤器流量的條件下，更大程度地提高省煤器入口水溫，更大地減少省煤器水側(cè)的吸熱，從而獲得煙氣溫度更大提升的效果。這樣一個(gè)升級(jí)后的系統(tǒng)SGRS，可以滿足鍋爐煙氣更大升溫的需要。系統(tǒng)示意圖見圖3。

（4）增加前置高壓加熱器方案

該方案是在給水通過最后一個(gè)高加后，進(jìn)入省煤器前，增設(shè)一臺(tái)高壓加熱器。利用更高壓力的抽汽來加熱給水，提高進(jìn)入省煤器的給水溫度，減少省煤器的吸熱，從而提高省煤器的出口煙氣溫度。系統(tǒng)示意圖見圖4。

通過理論分析論證以及工程實(shí)際應(yīng)用的結(jié)果，對(duì)于水側(cè)各種方案的進(jìn)行初步的比較，詳見表1。

圖3 省煤器水側(cè)再循環(huán)加旁路方案示意圖

圖4 增加0號(hào)高加方案示意圖

4 應(yīng)用案例

某電廠300 MW亞臨界控制循環(huán)汽包鍋爐，上海鍋爐廠制造的SG-1025/18.3-M831型平衡通風(fēng)，π型布置，固態(tài)排渣。鍋爐主要參數(shù)如表2。

表2 鍋爐主要參數(shù)

其SCR最低投運(yùn)溫度為315℃，冬季負(fù)荷在60%左右時(shí)，已無法滿足SCR的投運(yùn)條件。故在2013年采用GRS方案對(duì)其進(jìn)行了寬負(fù)荷脫硝改造。系統(tǒng)圖如圖5所示。

表1 水側(cè)方案初步比較

圖5 GRS改造系統(tǒng)圖

該系統(tǒng)通過爐水泵出口的閘閥A、B調(diào)節(jié)到一定開度進(jìn)行憋壓，將部分爐水注入給水母管。通過新增調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)注入給水的爐水流量，控制省煤器入口水溫，最終調(diào)節(jié)省煤器出口煙氣溫度。

圖6和圖7是GRS系統(tǒng)投運(yùn)前后的DCS畫面，從畫面中不難看出140 MW時(shí)，省煤器入口水溫提高了24℃，出口煙溫提高了15℃。此時(shí)的爐水再循環(huán)流量為150 t/h。

從GRS投運(yùn)情況來看，150 t/h左右的爐水再循環(huán)流量可以滿足低至140 MW負(fù)荷的煙氣升溫要求。但在低于140 MW負(fù)荷下，煙氣的溫升沒有能達(dá)到期望的水平。其原因在于：受限于爐水泵的揚(yáng)程不能將更多的爐水送入給水母管，以進(jìn)一步提高省煤器入口的水溫。而且在爐水流量較大時(shí)，其邊界升溫能力是下降的。同時(shí)大幅提高爐水流量也會(huì)造成水泵功率增加較多，經(jīng)濟(jì)性也會(huì)受到影響。

為了尋求更高提溫能力的方案，在2014年對(duì)GRS系統(tǒng)進(jìn)行升級(jí)改造，提出了SGRS方案（系統(tǒng)圖見圖8）。

圖6 GRS系統(tǒng)投運(yùn)前DCS畫面

圖7 GRS系統(tǒng)投運(yùn)后DCS畫面

圖8 SGRS改造系統(tǒng)圖

該方案增加了一路給水旁路，將部分給水引入水冷壁下聯(lián)箱，可進(jìn)一步提高省煤器入口水溫，從而使省煤器出口煙溫進(jìn)一步提高。

圖9 SGRS系統(tǒng)投運(yùn)后DCS畫面

圖9 是SGRS系統(tǒng)投運(yùn)后的DCS畫面，從畫面中可看出省在機(jī)組125 MW時(shí)，煤器入口水溫可提高到275℃，出口煙溫也可提高到320℃。此時(shí)的爐水再循環(huán)流量為231 t/h，給水旁路流量為130 t/h。

通過試驗(yàn)表明：在機(jī)組120 MW時(shí)，省煤器出口煙溫最高可提升23℃，已能滿足SCR投運(yùn)的煙溫條件。而對(duì)省煤器水側(cè)流量的影響則沒有過多的提高。SGRS投入和退出，對(duì)空預(yù)器溫度的影響可參考表3的運(yùn)行數(shù)據(jù)。

表3 SGRS投/退空預(yù)器溫度參數(shù)

從表3可看出：空預(yù)器入口煙溫（即SCR出口煙溫）提高了22℃，而空預(yù)器出口煙溫（相當(dāng)于排煙溫度）僅提高了5℃。因此SGRS系統(tǒng)對(duì)于爐效的影響很小。

從圖8可以看出，同樣在120 MW負(fù)荷時(shí)，要達(dá)到期望的煙溫目標(biāo)值，GRS系統(tǒng)的爐水再循環(huán)流量需要500 t/h左右，而SGRS方案的爐水流量則小于200 t/h便可滿足要求。

因此從改造后的效果來看，SGRS系統(tǒng)可以在不增加省煤器入口給水流量的前提下提高省煤器入口的水溫，從而獲得更高的煙溫提升，可以滿足汽包鍋爐在更低負(fù)荷下投入SCR運(yùn)行的需要。該SGRS系統(tǒng)適用于亞臨界和超高壓的汽包鍋爐，包括自然循環(huán)汽包爐和強(qiáng)迫循環(huán)汽包爐，同時(shí)也為直流和超臨界鍋爐提升煙氣溫度提供了途徑，具有提升煙氣溫度幅度大，系統(tǒng)簡(jiǎn)單，改造范圍小，改造投資少，施工工期短，對(duì)其它工況影響小等特點(diǎn)，將有廣泛的應(yīng)用前景和巨大的市場(chǎng)推廣價(jià)值。目前SGRS系統(tǒng)正在600 MW超超臨界直流鍋爐改造實(shí)施中。

圖8 GRS系統(tǒng)與SGRS系統(tǒng)流量與煙溫的比較

5 水側(cè)改造技術(shù)特點(diǎn)

1）可滿足不同的溫升要求

不同的改造方案，其所能提升煙氣溫度的能力也不盡相同。但不論是省煤器旁路、GRS或是SGRS系統(tǒng)改造，需根據(jù)機(jī)組的實(shí)際情況進(jìn)行分析比較，選擇最合適的方案。

2）涉及爐外高壓管路系統(tǒng)的改造

改造系統(tǒng)的安裝涉及到爐外高壓管道系統(tǒng)。

3）出口煙氣溫度場(chǎng)均勻

由于不對(duì)煙氣側(cè)進(jìn)行改造，故省煤器出口的煙氣流場(chǎng)不受影響，從而使進(jìn)入SCR煙氣的溫度場(chǎng)保持均勻。

4）只在低負(fù)荷投用，對(duì)排煙溫度有一定影響

水側(cè)的方案投切靈活，可在機(jī)組低負(fù)荷時(shí)投入運(yùn)行，而在高負(fù)荷時(shí)能及時(shí)退出。系統(tǒng)投入后會(huì)略微升高排煙溫度。

5）配備控制系統(tǒng)，煙氣的溫升可控，省煤器出口水溫受控

水側(cè)改造的控制系統(tǒng)由機(jī)組DCS擴(kuò)容完成，可實(shí)現(xiàn)程控投切。其控制方式為以入口水溫為先導(dǎo)的串級(jí)控制。同時(shí)通過對(duì)懸吊管出口溫度的測(cè)量，設(shè)置低欠焓保護(hù)，防止省煤器出口管道發(fā)生沸騰現(xiàn)象。

6 改造方案可行性研究的基礎(chǔ)

若要進(jìn)行寬負(fù)荷脫硝改造的可行性論證，則需要明確改造目標(biāo)，收集足夠的設(shè)備資料以及運(yùn)行數(shù)據(jù)。

1）改造目標(biāo)

要求的最低技術(shù)負(fù)荷；脫硝催化劑對(duì)最低運(yùn)行溫度的要求；最低技術(shù)負(fù)荷+低氣溫下的省煤器和SCR出口的溫度等等。

2）設(shè)備情況

鍋爐形式和熱力計(jì)算書；鍋爐的汽水系統(tǒng)；爐水泵等關(guān)鍵設(shè)備的技術(shù)資料；機(jī)組的熱平衡圖等等。

7 結(jié)語

本文闡述了在低負(fù)荷/或低氣溫下SCR不能正常投入運(yùn)行的原因及進(jìn)行寬負(fù)荷脫硝改造的必要性。接著介紹了脫硝寬負(fù)荷水側(cè)改造的四種方案：省煤器水側(cè)旁路、爐水/省煤器出口水再循環(huán)（GRS）、省煤器再循環(huán)加水側(cè)旁路（SGRS）及增加前置高壓加熱器，并著重介紹了各種方案的實(shí)現(xiàn)方式及其優(yōu)劣。最后通過應(yīng)用案例詳細(xì)介紹了GRS、SGRS的改造效果，并總結(jié)了水側(cè)改造的技術(shù)特點(diǎn)。本文對(duì)于亞臨界、超臨界、超超臨界鍋爐在低負(fù)荷狀態(tài)下，提高SCR脫硝投運(yùn)率具有廣泛的借鑒作用。

Wate Side Renovation Method of Denitrification Wide Load Operation

Zheng Xiaotong, Cui Yao, Xie Guangqing
Shanghai Electric Power Engineering Co.,Ltd

∶Denitrification system selective catalytic reduction can’t put into operation due to low flue gas temperature when coal-Fired Power Plant is under low load condition. In order to make unit’s emission meet environment protection nitrogen oxide requirement during low load condition, it’s necessary to renovate current selective catalytic reduction into wide load denitrification. The author introduces necessities of wide load denitrification renovation, then demonstrates and compares with four solutions of water side renovation of denitrification wide load and points out advantages and disadvantages of them. Finally the author introduces GRS and SGRS renovation effect by case studies and summarizes technology characteristics of water side renovation.

∶SCR, Denitrification Wide Load, GRS, SGRS

鄭曉彤：（1966-），男，上海，大學(xué)本科，工程師。

崔堯：（1988-），女，河南，研究生，助理工程師。

謝廣慶：（1990-），男，山東，研究生，助理工程師。

DOI∶10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2017.02.004