王 榮,王曉風(fēng),王 耀

(1.內(nèi)蒙古京隆發(fā)電有限責(zé)任公司，內(nèi)蒙古 烏蘭察布 012100; (2.新疆油田公司應(yīng)急搶險(xiǎn)救援中心，新疆 克拉瑪依 834000)

近年來，隨著電力市場的改革及全國用電需求持續(xù)疲軟，再加上煤價(jià)上調(diào)、上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)、發(fā)電量減少、計(jì)劃電量大幅減少、低價(jià)交易電量大幅增加，電廠盈利日趨困難，機(jī)組深度調(diào)峰補(bǔ)償就成了電廠創(chuàng)收的一個(gè)重要手段。因此，越來越多的火電廠開始進(jìn)行機(jī)組靈活性改造。目前火電機(jī)組靈活性改造成熟的技術(shù)路線較多，但需綜合考慮調(diào)峰幅度、改造費(fèi)用、改造工期、現(xiàn)場布置情況、運(yùn)行成本等因素，從多個(gè)技術(shù)路線中選擇適合電廠的最優(yōu)方案。機(jī)組深度調(diào)峰，低負(fù)荷階段脫硝入口煙溫過低會導(dǎo)致脫硝系統(tǒng)退出運(yùn)行，不能滿足環(huán)保排放要求。因此，為實(shí)現(xiàn)機(jī)組深度調(diào)峰，就必須對鍋爐進(jìn)行相關(guān)改造，以保證低負(fù)荷時(shí)脫硝系統(tǒng)的正常投入及穩(wěn)定運(yùn)行。

1 設(shè)備概況

京隆發(fā)電公司2×600 MW機(jī)組于2008年投產(chǎn)，鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的SG-2060/17.5-M915型亞臨界參數(shù)、控制循環(huán)汽包爐。2013年1號機(jī)組脫硝改造時(shí)，SCR煙氣脫硝系統(tǒng)在BMCR工況、燃用設(shè)計(jì)煤種、處理100%煙氣量邊界條件下運(yùn)行，脫硝入口NOx質(zhì)量濃度≤400 mg/m3，初期安裝兩層平板式催化劑，脫硝效率≥75%，脫硝出口NOx質(zhì)量濃度<100 mg/m3進(jìn)行設(shè)計(jì)，脫硝投運(yùn)后反應(yīng)器入口NOx基本控制在260 mg/m3以下，出口NOx質(zhì)量濃度在50 mg/m3以下，滿足NOx超低排放要求。

根據(jù)設(shè)計(jì)單位提供資料(見圖1)，脫硝系統(tǒng)達(dá)到設(shè)計(jì)脫硝效率需要的煙氣溫度為290 ℃，但機(jī)組負(fù)荷低于300 MW時(shí)，SCR脫硝入口煙溫已低于290 ℃，基本維持脫硝系統(tǒng)的最低投運(yùn)煙溫要求。根據(jù)實(shí)際運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，機(jī)組運(yùn)行時(shí)SCR脫硝入口煙溫整體偏低，雖將最低噴氨溫度由285 ℃降至280 ℃，但是受煤種、磨煤機(jī)運(yùn)行方式、季節(jié)、環(huán)境溫度等影響，機(jī)組深度調(diào)峰至240 MW負(fù)荷時(shí)SCR入口煙溫會低于280 ℃，不能滿足SCR脫硝裝置最低連續(xù)噴氨溫度的要求，需退出脫硝系統(tǒng)運(yùn)行，產(chǎn)生環(huán)?？己恕Ｉ疃日{(diào)峰期間長期壓紅線運(yùn)行，給脫硝催化劑、空預(yù)器換熱元件安全運(yùn)行帶來巨大隱患。因此，面對電網(wǎng)頻繁深度調(diào)峰的要求，也為了掙取更多調(diào)峰補(bǔ)償，寬負(fù)荷脫硝改造勢在必行。

2 改造方案

為滿足機(jī)組深度調(diào)峰脫硝系統(tǒng)連續(xù)投運(yùn)(SCR入口煙溫280 ℃以上)的要求，對行業(yè)內(nèi)現(xiàn)有的省煤器簡單水旁路、省煤器分級、省煤器煙氣旁路、鄰爐加熱、省煤器熱水再循環(huán)等幾種技術(shù)路線進(jìn)行對比，綜合考慮技術(shù)、投資、改造風(fēng)險(xiǎn)、運(yùn)行成本、現(xiàn)場布置、調(diào)峰效果等因素，最終確定了省煤器熱水再循環(huán)改造方案。保證機(jī)組在30%BMCR及以上負(fù)荷工況下，脫硝系統(tǒng)連續(xù)投運(yùn)，SCR脫硝入口煙溫>300 ℃。同時(shí)，省煤器出口要求有一定過冷度(懸吊管出口水溫低于對應(yīng)壓力下飽和溫度10 ℃以上)，防止省煤器內(nèi)工質(zhì)發(fā)生氣化。

2.1 系統(tǒng)流程

省煤器熱水再循環(huán)是將鍋爐大直徑下降管中的爐水通過再循環(huán)泵引至主給水管道進(jìn)口與來自高加的給水混合進(jìn)入省煤器，提高省煤器入口給水溫度，減少省煤器與尾部煙道煙氣換熱量，以達(dá)到提高脫硝入口煙溫的目的。

2.2 施工方案

在鍋爐39 m位置處分別從6根汽包下降管接三通，將集中下降管中的熱水(近于鍋爐汽包壓力下的飽和水)引至Φ508×45 mm熱水循環(huán)泵吸入母管，進(jìn)入新增的再循環(huán)泵，由再循環(huán)泵提壓后經(jīng)1根Φ457×40 mm的熱水循環(huán)泵出口管道引至鍋爐主給水管道進(jìn)口，與來自高壓加熱器后的給水混合。再循環(huán)泵出入口管道上分別安裝1臺電動閘閥，起隔離系統(tǒng)的作用。再循環(huán)流量通過再循環(huán)前安裝的1臺電動調(diào)節(jié)閥來實(shí)現(xiàn)調(diào)節(jié)。在混合集箱出口安裝1臺止回閥防止給水倒流。熱水再循環(huán)具體流程如圖2所示。

原鍋爐系統(tǒng)已有3臺爐水循環(huán)泵，根據(jù)泵的壓頭及系統(tǒng)阻力計(jì)算，利用原來系統(tǒng)單臺備用的爐水循環(huán)泵熱水再循環(huán)方案不能滿足深度調(diào)峰的要求，需新增1臺循環(huán)泵。

2.3 改造后性能參數(shù)(見表1)

3 性能試驗(yàn)

針對此次省煤器熱水再循環(huán)改造，為驗(yàn)證機(jī)組在30%BMCR及以上負(fù)荷工況下，SCR脫硝入口煙氣溫度能夠達(dá)到300 ℃以上，實(shí)現(xiàn)脫硝系統(tǒng)連續(xù)投運(yùn)滿足機(jī)組深度調(diào)峰的目的，進(jìn)行不同負(fù)荷工況下試驗(yàn)。試驗(yàn)期間，1號爐燃用現(xiàn)有煤質(zhì)，在50%BRL(300 MW)、30%BRL(180 MW)和20%BRL(120 MW)負(fù)荷下，通過投運(yùn)省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng)，調(diào)整SCR脫硝入口煙溫，各試驗(yàn)參數(shù)見表2、表3。

表2 設(shè)計(jì)煤種與校核煤種分析

表3 不同工況下系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)

當(dāng)完成50%BRL工況試驗(yàn)后，機(jī)組繼續(xù)降負(fù)荷至180 MW以下，鍋爐投運(yùn)等離子系統(tǒng)穩(wěn)燃，調(diào)節(jié)閥開度保持在80%左右，省煤器出口煙溫保持在305 ℃以上。30%BRL、20%BRL負(fù)荷工況下，省煤器出口煙溫最低304 ℃，滿足脫硝系統(tǒng)連續(xù)投運(yùn)條件。試驗(yàn)過程中，省煤器出口工質(zhì)過冷度保持在20 ℃左右，改造效果明顯，深度調(diào)峰時(shí)能保證脫硝系統(tǒng)連續(xù)投運(yùn)。

4 結(jié)束語

目前各電廠寬負(fù)荷脫硝改造成功案例較多，但選擇何種技術(shù)方案需綜合考慮改造工期、費(fèi)用、場地布置、調(diào)峰要求等。采用熱水再循環(huán)方案實(shí)現(xiàn)寬負(fù)荷脫硝，其費(fèi)用低、工期短、效果顯著，能滿足深度調(diào)峰期間20%BRL負(fù)荷工況脫硝系統(tǒng)連續(xù)投運(yùn)的要求。但深度調(diào)峰時(shí)投運(yùn)熱水再循環(huán)系統(tǒng)會對鍋爐效率有一定影響，對于已投運(yùn)機(jī)組進(jìn)行熱水再循環(huán)改造，還要注意設(shè)備、管道安裝空間、供貨尺寸、供貨時(shí)間等不能發(fā)生偏差，否則會大大延長改造時(shí)間。