馬 云， 陸逢蒔

(江蘇利電能源集團， 江蘇無錫 214444)

隨著國家氮氧化物(NOx)排放政策標(biāo)準(zhǔn)日趨嚴(yán)格，火電機組全工況脫硝運行(鍋爐點火開始就投入脫硝系統(tǒng)運行)勢在必行?，F(xiàn)階段脫硝系統(tǒng)運行面臨的主要問題是在鍋爐的低負(fù)荷階段燃燒強度低，煙氣流量少且溫度較低，常規(guī)選擇性催化還原(SCR)脫硝催化劑由于受溫度限制難以適用(廣泛采用的催化劑適用煙氣溫度為320～420 ℃)，且偏離這個溫度區(qū)間脫硝效率下降也較大[1]。脫硝系統(tǒng)投入率受負(fù)荷影響較大，因此必須采取措施改變省煤器的吸熱量或者擴大SCR脫硝反應(yīng)器允許運行溫度范圍。

目前國內(nèi)廣泛采用的寬負(fù)荷脫硝技術(shù)有兩種：一是通過改造鍋爐熱力系統(tǒng)提高低負(fù)荷階段SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫；二是采用寬溫催化劑，提高催化劑低溫活性。通過這兩種方式可以拓寬脫硝系統(tǒng)的投入負(fù)荷，甚至有可能實現(xiàn)全負(fù)荷投入(并網(wǎng)前即投入)。改造熱力系統(tǒng)主要是以下幾種方式或者幾種方式的組合：

(1) 增加省煤器煙道旁路，通過調(diào)整煙氣擋板的方式減少省煤器水吸熱量使SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫提升。

(2) 增加省煤器水旁路，使部分給水直接進入水冷壁，減少給水在省煤器中吸熱。

(3) 增加省煤器再循環(huán)水路。

(4) 省煤器分級設(shè)置。將原省煤器分為兩級，一級留在SCR催化劑前，另一級放在SCR催化劑后。

(5) 回?zé)岢槠o水加熱(增加0號高壓加熱器)。在原高壓加熱器給水流程后增加一個0號高壓加熱器，用公用蒸汽加熱，以提高給水溫度，從而增加省煤器出口煙氣溫度[2]。

(6) 尾部煙道燃?xì)庋a燃。在尾部煙道采用燃?xì)馍a(chǎn)高溫?zé)煔猓岣逽CR脫硝反應(yīng)器入口煙氣溫度。

目前的研究目標(biāo)是脫硝系統(tǒng)從鍋爐點火初期到機組并網(wǎng)以及在低負(fù)荷的情況下的全工況運行。通過以上解決方案能拓寬脫硝系統(tǒng)運行負(fù)荷范圍，但是由于催化劑技術(shù)短時間無法解決溫度限制問題，因此仍然無法實現(xiàn)脫硝系統(tǒng)全工況運行。筆者介紹了通過控制寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)的運行方式進一步拓寬脫硝系統(tǒng)運行負(fù)荷范圍，實現(xiàn)并網(wǎng)前投脫硝，即全負(fù)荷脫硝運行。

1 機組概況

1.1 鍋爐及寬負(fù)荷脫硝

該機組鍋爐為超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、四角切圓燃燒方式、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)∏形鍋爐。每臺鍋爐配置2個SCR脫硝反應(yīng)器，每個反應(yīng)器設(shè)置2層初始催化劑層和2層預(yù)留催化劑層。SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫最低要求為295 ℃，煙囪出口NOx質(zhì)量濃度應(yīng)小于50 mg/m3。該鍋爐采用了增加省煤器水旁路和增加省煤器再循環(huán)水路相結(jié)合的方式進行寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)改造(見圖1)。

圖1 省煤器水旁路和省煤器水再循環(huán)

該寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)在195～300 MW條件下能夠連續(xù)安全運行，不對其他設(shè)備造成不利影響，不影響機組負(fù)荷、鍋爐金屬壽命。由于改造的系統(tǒng)最終目的是通過調(diào)節(jié)SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫控制脫硝系統(tǒng)投入負(fù)荷，所以并不會對SCR脫硝催化劑性能和壽命產(chǎn)生影響。

1.2 省煤器

在鍋爐的后煙井低溫再熱器下面，有3組省煤器管采用光管蛇形管，順列排列，與煙氣成逆流布置。省煤器管材料組成為SA-210C，組成167片受熱面，每片受熱面由3根并聯(lián)蛇形管套管組成，共計有501根管子。省煤器管橫向節(jié)距為101.6 mm。省煤器由吊桿和管夾支吊分別承載于3個省煤器中間集箱下，分3列懸吊，每列再通過省煤器中間集箱上的55根懸吊管懸吊承載，懸吊管直徑為63.5 mm、壁厚為13.22 mm，共165根，材料為SA-210C(金屬最高溫限為454 ℃)，懸吊管內(nèi)的介質(zhì)來自省煤器。

2 寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)的全負(fù)荷拓展試驗

2.1 試驗要求

由于寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)可以工作在195～300 MW，設(shè)想通過進一步控制使得并網(wǎng)前SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫達(dá)到脫硝投入限值，因此考慮進行全負(fù)荷脫硝試驗。實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝的前提要求是避免發(fā)生以下情況：(1)省煤器流量的降低必將使省煤器出水溫度提高，過冷度下降，甚至有可能超過飽和溫度，使傳熱惡化、水動力失穩(wěn)，就地管道發(fā)生振動造成設(shè)備損壞、人員傷亡；(2)省煤器管道金屬溫度超過允許值，引起受熱面損壞、泄漏。整個過程的關(guān)鍵技術(shù)是鍋水循環(huán)泵(簡稱鍋水泵)流量調(diào)節(jié)閥和鍋水泵出水調(diào)節(jié)閥控制省煤器再循環(huán)流量，同時通過省煤器水旁路調(diào)節(jié)閥控制省煤器旁路流量。

2.2 試驗過程

2.2.1 鍋爐升溫升壓階段

鍋爐升溫升壓階段的參數(shù)變化見圖2。省煤器質(zhì)量流量調(diào)整至330 t/h左右，SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫上升速率比改造前啟動過程明顯加快，隨著鍋爐熱負(fù)荷的增加，省煤器過冷度也逐漸下降，當(dāng)煤質(zhì)量流量加至18 t/h時，省煤器過冷度降至0 K左右。

圖2 鍋爐升溫升壓階段參數(shù)變化圖

2.2.2 汽輪機沖轉(zhuǎn)至3 000 r/min階段

汽輪機沖轉(zhuǎn)至3 000 r/min階段的參數(shù)變化見圖3。汽輪機沖轉(zhuǎn)前SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫為270 ℃左右，汽輪機轉(zhuǎn)速為3 000 r/min時SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫達(dá)300 ℃，省煤器質(zhì)量流量在340 t/h左右，但省煤器出水過冷度仍然維持在0 K左右，并一度出現(xiàn)負(fù)值的情況。為避免省煤器出水過冷度繼續(xù)下降，維持省煤器的安全運行，繼續(xù)增加煤量同時增加省煤器入口質(zhì)量流量至450 t/h，調(diào)整旁路提高主蒸汽壓力。另外將省煤器水旁路投入，用來維持SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫不下降，同時通過高壓加熱器滑啟提高給水溫度。采取以上措施后，省煤器出水過冷度僅提高了1～2 K，SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫仍然下降了3.5 K左右。汽輪機沖轉(zhuǎn)至3 000 r/min時，在以上所有措施配合執(zhí)行完成的情況下，最終通過寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)使得SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫較改造前有了明顯的提升，并網(wǎng)前SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫達(dá)到了脫硝系統(tǒng)最低投入溫度(295 ℃)，進而投入了脫硝系統(tǒng)運行。脫硝系統(tǒng)投入后，將噴氨總質(zhì)量流量快速增加至150 kg/h以上，先將煙囪出口NOx質(zhì)量濃度降下來以滿足環(huán)?？己艘?。

圖3 汽輪機沖轉(zhuǎn)至3 000 r/min階段的參數(shù)變化圖

2.2.3 機組并網(wǎng)后帶初始負(fù)荷階段

機組并網(wǎng)后帶初始負(fù)荷階段的參數(shù)變化見圖4。機組并網(wǎng)后，由于蒸汽流量快速增加，給水流量也短時快速上升，省煤器出水過冷度隨之快速增加，SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫短時上升后進入持續(xù)下跌趨勢，因并網(wǎng)前已投入脫硝系統(tǒng)，為避免SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫下降至脫硝系統(tǒng)跳閘條件以下，采取開大鍋水泵流量調(diào)節(jié)閥以降低省煤器入口流量，調(diào)整燃燒器擺角及配風(fēng)，快速升負(fù)荷等措施來維持SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫在合適的范圍內(nèi)。

圖4 并網(wǎng)帶初始負(fù)荷階段的參數(shù)變化圖

并網(wǎng)后初始負(fù)荷(60 MW)暖機時，給水質(zhì)量流量為460 t/h，進行給水100%閥和給水30%閥(即給水大小閥)切換(見圖5)，這時省煤器水旁路調(diào)節(jié)閥全開，當(dāng)給水大閥開啟時，由于失去原來給水小閥的通流阻力，省煤器水旁路質(zhì)量流量由150 t/h降至0。失去了省煤器水旁路的作用，SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫呈現(xiàn)下降趨勢，使得SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫最低降至296 ℃左右。

圖5 并網(wǎng)后進行給水大小閥切換時的參數(shù)變化圖

2.2.4 鍋爐濕態(tài)轉(zhuǎn)干態(tài)階段

機組負(fù)荷為250 MW左右時鍋爐由濕態(tài)轉(zhuǎn)為干態(tài)，其參數(shù)變化見圖6。給水質(zhì)量流量為850 t/h左右時鍋爐自然過渡到干態(tài)。從啟動數(shù)據(jù)分析，此時的燃料量較以前同等負(fù)荷偏大，實際鍋爐熱負(fù)荷已提前達(dá)到干態(tài)的工況。鍋爐轉(zhuǎn)至干態(tài)后，SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫已升高至315 ℃左右。

圖6 鍋爐濕態(tài)轉(zhuǎn)換為干態(tài)時的參數(shù)變化圖

3 全負(fù)荷脫硝對現(xiàn)有系統(tǒng)的影響

因為省煤器材料SA-210C金屬最高溫限為454 ℃，啟動過程首先應(yīng)該保證金屬不超溫，其次是工質(zhì)流動過程中水動力穩(wěn)定，在省煤器中避免氣水兩相流。

根據(jù)鍋爐說明書中保證技術(shù)參數(shù)表，省煤器進口最高煙氣溫度在鍋爐50%額定負(fù)荷的工況下才會超過省煤器金屬最高溫限達(dá)到459 ℃。因此，省煤器在50%額定負(fù)荷的工況以下金屬不存在超溫風(fēng)險，即在這次機組啟動初期省煤器金屬并不會超溫。

在整個機組啟動過程中，鍋水泵啟動后省煤器質(zhì)量流量都不低于330 t/h，通過就地聽診也并未有發(fā)現(xiàn)振動和其他異常現(xiàn)象，含有少量飽和蒸汽的飽和水并不影響省煤器的運行安全。

由于最易超溫的部位是省煤器的垂直懸吊管，因此在該部位增加了55個壁溫測點。為了驗證省煤器安全又進行2次相同啟動試驗。全負(fù)荷脫硝模式進行機組啟動時關(guān)注省煤器垂直懸吊管的壁溫測點是否超溫，如果有超溫的跡象應(yīng)及時調(diào)整各部位的流量分配，保證省煤器垂直懸吊管金屬安全。據(jù)3次啟動發(fā)現(xiàn)按照該啟動方式省煤器垂直懸吊管壁最高接近345 ℃。

根據(jù)1次寬負(fù)荷脫硝改造前的機組啟動和3次全負(fù)荷脫硝方式的機組啟動情況，分別以給水流量為基準(zhǔn)建立排煙溫度、SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫和SCR脫硝反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度柱形圖(見圖7～圖9)。

圖7 SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫

圖8 SCR脫硝反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度

圖9 排煙溫度

由圖7～圖9可以看出：使用全負(fù)荷脫硝系統(tǒng)啟動機組，相同給水質(zhì)量流量的情況下，SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫提升明顯(約有15 K的提升)；(并網(wǎng)后)給水質(zhì)量流量300 t/h以后，SCR脫硝反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度明顯降低；排煙溫度略有上升，最大上升了約10 K。鍋爐從啟動至50%額定負(fù)荷過程一般為20 h左右，這個過程對于長期運行鍋爐經(jīng)濟性影響比較微弱。從2017年開始至今，該機組已經(jīng)采用全負(fù)荷脫硝模式啟動多次，機組各個系統(tǒng)和主要設(shè)備運行正常，鍋爐本體系統(tǒng)也并無發(fā)生金屬超溫和泄漏等異常情況，脫硝系統(tǒng)工作正常，脫硝效率并無下降。因此，可以證明使用寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)進行的全負(fù)荷脫硝方式機組啟動是可行的。

4 結(jié)語

該650 MW機組采用省煤器水旁路和省煤器水再循環(huán)相結(jié)合的寬負(fù)荷脫硝改造之后將脫硝系統(tǒng)投入的最低負(fù)荷從300 MW降低到195MW。通過優(yōu)化該系統(tǒng)的控制方式：在機組啟動過程中，通過控制省煤器再循環(huán)流量和省煤器旁路流量，使得機組能夠在并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)，取得了全負(fù)荷脫硝試驗的成功。從試驗結(jié)果和補充試驗的結(jié)果來看：該控制方式在保證設(shè)備安全的情況下完全實現(xiàn)了脫硝系統(tǒng)的全負(fù)荷過程投入，對以后類似機組的啟動方式有著很好的參考作用。該試驗驗證了通過控制省煤器水旁路流量和省煤器水再循環(huán)流量可以控制省煤器的吸熱量，從而達(dá)到提高SCR脫硝反應(yīng)器入口煙溫的目的，同時并沒有影響省煤器及其他受熱面安全。