徐 民

(中國大唐集團科學技術研究總院有限公司 華東電力試驗研究院，合肥 230093)

隨著電力市場的改革，以及風能、太陽能等清潔能源的陸續(xù)推廣，對火電機組的靈活性改造勢在必行。大部分火電機組如果在30%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)工況下，選擇性催化還原(SCR)脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度已經不能滿足催化劑正常運行的要求，需要進行寬負荷脫硝改造[1]。

某超超臨界機組采用SCR脫硝技術，催化劑的運行溫度為325～420 ℃。而根據摸底試驗的結果顯示，在32%BMCR工況下的SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度已經低至285 ℃，無法滿足SCR脫硝系統(tǒng)催化劑正常運行要求的溫度。因此，需要通過改造以提升煙氣溫度，滿足SCR脫硝系統(tǒng)催化劑的運行要求，實現(xiàn)氮氧化物的達標排放。筆者對幾種常見寬負荷脫硝改造技術進行分析和對比，并且通過經濟性分析選定最佳改造方案。

1 寬負荷脫硝改造技術

1.1 省煤器分級技術

省煤器分級是近年發(fā)展起來的一項新的寬負荷脫硝技術，即將原來的單級省煤器拆為兩級，高溫段布置在SCR脫硝裝置之前，低溫段布置在SCR脫硝裝置之后，該技術具有系統(tǒng)簡單可靠、運行方便等特點[2]。

1.2 省煤器流量置換技術

省煤器流量置換技術利用給水旁路減少進入省煤器的工質流量，通過熱水再循環(huán)提升省煤器進口工質溫度。

原給水旁路方案在主給水管路上設置旁路管道，將此旁路管道接入省煤器出口連接管道，并且設置相應閥門設備來控制省煤器旁路流量。熱水再循環(huán)管道將熱水從鍋爐分離器出口經循環(huán)泵送至省煤器進口給水管路，以提高進入省煤器的給水溫度，減少省煤器的吸熱量，從而進一步提高SCR脫硝裝置進口煙氣溫度。

該技術投資中等，設計中需要注意省煤器出口工質溫度，防止省煤器出現(xiàn)沸騰現(xiàn)象，影響水動力安全性[3]。

1.3 煙氣旁路技術

煙氣旁路技術是在鍋爐尾部煙道區(qū)域設置旁路煙道，將部分煙氣由旁路引出而不經過后面的換熱面，使得該部分高溫煙氣與尾部出口煙氣相混合，進而達到調節(jié)SCR脫硝反應器進口煙氣溫度的目的。通過調節(jié)旁路煙氣擋板的開度來調節(jié)外旁路煙氣和尾煙道出口煙氣的混合比例，以控制SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度[4]。

煙氣旁路技術使煙氣擋板長期處于關閉狀態(tài)，容易產生積灰等導致?lián)醢蹇?。擋板密封不嚴，高負荷下會降低鍋爐效率。

1.4 零號高壓加熱器技術

零號高壓加熱器技術僅適用于高壓缸帶有補汽閥的汽輪機組。為提高低負荷下SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度，保證SCR脫硝系統(tǒng)正常投運，可增設一臺高壓加熱器(零號高壓加熱器)，以提高給水溫度。上海外高橋第三發(fā)電有限責任公司的2臺1 000 MW機組采用了該技術，機組在40%BMCR工況下將給水溫度由237 ℃提高到290 ℃[5]。

2 熱力計算分析

熱力計算校核軟件依據原蘇聯(lián)熱力計算標準編寫。該軟件計算范圍廣，適用于計算各種不同爐型(如一次再熱П形鍋爐、二次再熱尾部雙煙道П形鍋爐等)，并且計算準確性已經得到了充分驗證。

計算對象為某660 MW超超臨界變壓運行直流鍋爐。該鍋爐采用П形布置、單爐膛、低氮燃燒的PM(污染最小型)主燃燒器和MACT(三菱先進燃燒技術)、四墻切圓燃燒方式；爐膛采用內螺紋管垂直上升膜式水冷壁、循環(huán)泵啟動系統(tǒng)、一次中間再熱方式；調溫方式除調節(jié)煤水比外，還采用調節(jié)煙氣擋板、燃燒器擺動、噴水等方式。鍋爐采用平衡通風、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結構。鍋爐主要設計參數(shù)見表1。

表1 鍋爐主要設計參數(shù)

2.1 省煤器分級改造

按照目前的運行情況，結合該爐型的設計參數(shù)，校核計算出鍋爐在30%BMCR工況條件下的運行情況，此時SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度約為286 ℃，則擬提高的煙氣溫度應不低于14 K。以30%BMCR工況下的穩(wěn)定運行熱力校核計算為基礎，經計算得出需要布置約23.5%的省煤器受熱面在SCR脫硝系統(tǒng)的煙道里，此時可將SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度提高20 K，能滿足低負荷下的脫硝要求。經熱力校核計算，采用省煤器分級改造方案時，滿負荷下的SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度將達到432 ℃，超過該脫硝系統(tǒng)催化劑的許用溫度(430 ℃)。因此，省煤器分級改造方案不可行。省煤器分級改造參數(shù)匯總見表2。

表2 省煤器分級改造參數(shù)匯總

2.2 省煤器流量置換改造

省煤器流量置換方案包括采用給水旁路和熱水再循環(huán)，具體示意圖見圖1。

圖1 省煤器流量置換改造方案

表3為30%BMCR工況下省煤器流量置換改造計算結果。

表3 30%BMCR工況下省煤器流量置換改造計算結果

按照30%BMCR工況下的運行工況參數(shù)，經熱力校核計算，改造后SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度達到306 ℃，省煤器出口工質過冷度為14.9 K。該方案改造成本中等，系統(tǒng)運行中需要注意省煤器出口工質過冷度，防止出口工質汽化。

2.3 煙氣旁路改造

煙氣旁路改造方案可以根據煙氣溫度需要的提升幅度，以及實際的場地狀況，選擇從不同的位置來抽取高溫煙氣。根據熱力校核計算的結果，提出從水平低溫過熱器進口或省煤器進口來抽取煙氣。

在30%BMCR工況下，對從低溫過熱器進口和省煤器進口分別抽取煙氣進行計算，具體的計算結果分別見表4和表5。考慮旁路煙道開口處煙氣流場及散熱因素，鍋爐廠建議選取SCR脫硝系統(tǒng)旁路進口處，煙氣溫度為484 ℃。

表4 30%BMCR工況從水平低溫過熱器進口抽取煙氣

表5 30%BMCR工況下從省煤器進口抽取煙氣方案

由表4可得：從水平低溫過熱器進口抽取煙氣，在旁路煙氣質量分數(shù)分別為10%、20%的情況下，SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度分別上升17 K、31 K；與此同時，由于抽取了部分煙氣，進入低溫過熱器和省煤器的煙氣量減少，旁路煙氣質量分數(shù)為20%的情況下，省煤器出口工質溫度降低10 K，不會影響鍋爐整體運行的安全性；但是，低溫過熱器、省煤器的換熱量減少，爐膛給水溫度降低，主蒸汽和再熱蒸汽的溫度降低，使得鍋爐運行的經濟性受到一定影響。

由表5可得：從省煤器進口抽取煙氣，在旁路煙氣質量分數(shù)分別為20%、30%、40%的情況下，SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度分別上升6 K、8 K、10 K；與此同時，由于抽取了部分煙氣，進入省煤器的煙氣量減少，經核算，旁路煙氣質量分數(shù)為40%的情況下，省煤器的出口工質溫度降低8 K，不會影響鍋爐整體運行的安全性；但是，省煤器的換熱量減少，給水溫度降低，使得鍋爐運行的經濟性受到一定影響。

采用以上2種改造方案在理論上均能實現(xiàn)提升SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度的目的，但是采用從省煤器進口抽取煙氣改造方案時，由于此處煙氣溫度較低，抽取的煙氣量過大，需要的開口面積過大，這會增加投資成本，同時會增加施工難度。此外，從煙氣流動的路徑來看，從省煤器進口抽取煙氣，在彎頭產生的局部阻力會明顯高于從水平低溫過熱器進口抽取煙氣的方案。因此，綜上所述，推薦采用水平低溫過熱器進口煙氣旁路方案，能夠較好地滿足低負荷下脫硝系統(tǒng)的煙氣溫度提升。

3 方案分析對比

1號鍋爐在30%BMCR況下運行時，SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度約為285.6 ℃，需要實施改造以滿足電廠運行規(guī)程中脫硝催化劑要求的工作溫度(300 ℃)。以將1號鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度提高至300 ℃計算，理論上可行的方案包括省煤器分級、省煤器流量置換、煙氣旁路，而零號高壓加熱器方案由于機組條件限制及費用高昂通常不可行。因此，對省煤器分級、省煤器流量置換、煙氣旁路改造方案的可實施性進行分析。

(1)省煤器分級改造方案。該方案能夠實現(xiàn)低負荷下提升SCR脫硝煙氣溫度的目標，但是改造后機組的靈活性較低，經校核計算后滿負荷下的SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度超過420 ℃，因此該方案不可行。

(2)省煤器流量置換改造方案。該方案投資中等，目前在30%BMCR工況下運行時，SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度可以達到306 ℃，滿足脫硝催化劑的運行要求；但時，此時省煤器出口工質過冷度為14.9 K，運行中需要注意防止出口工質汽化。

(3)煙氣旁路改造方案。從水平低溫過熱器進口抽取煙氣，旁路煙氣質量分數(shù)為20%時，SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度上升31 K，省煤器出口工質溫度降低10 K，滿足低負荷下脫硝系統(tǒng)的煙氣溫度要求。

綜合比較后，可行方案包括省煤器流量置換和煙氣旁路改造方案，這2種方案均有一定的市場應用，并且技術成熟性相對較好。

4 經濟性分析

采用省煤器流量置換改造方案，單臺機組改造費用為874萬；采用煙氣旁路改造方案，單臺機組改造費用為738萬元。這2種方案都導致低負荷下鍋爐排煙溫度升高，鍋爐效率降低，鍋爐效率一般降低0.5～1.0百分點，2種方案均按照鍋爐效率降低0.8百分點計算。深度調峰期間，綜合考慮深度調峰對機組熱耗、鍋爐熱效率、廠用電率、噴氨量等的影響。結合深度調峰摸底試驗結果，機組負荷率分別為30%、35%時，深度調峰期間供電標準煤耗分別增加41.7 g/(kW·h)、29.4 g/(kW·h)。按照單臺機組每年平均參與深度調峰30 d，每天參與深度調峰5 h計算，1號機組每年參與深度調峰時間為150 h，入廠煤(按標準煤考慮)單價為780元/t，則深度調峰負荷率分別為30%、35%時，燃煤增加成本分別為96.6萬元、90.8萬元。

根據江蘇電網的調峰政策，深度調峰交易采用階梯式報價，以機組各檔負荷率作為一個報價區(qū)間，報價隨負荷率的降低而增加。負荷率分檔及報價上限見表6。

表6 有償調峰交易價格分檔及報價上限

根據江蘇電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則，深度調峰交易按照各檔深度調峰電量及對應出清價格進行結算，1號機組全年深度調峰綜合收益計算結果見表7。其中，深度調峰電量為火電機組調減出力至有償調峰基準以下時形成的未發(fā)電量，火電機組有償調峰基準暫定為其額定容量的40%。按有償調峰交易上限價格來計算，針對1號機組的省煤器流量置換改造方案和煙氣旁路方案：在深度調峰負荷率為30%時，其靜態(tài)投資回收期分別為1.52 a和1.28 a；在深度調峰負荷率為35%時，其靜態(tài)投資回收期分別為2.21 a和1.86 a。煙氣旁路改造方案經濟性略優(yōu)于煙氣流量置換改造方案。

表7 1號機組全年深度調峰綜合收益計算結果

5 結語

為了將鍋爐在低負荷下的SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度提高到脫硝系統(tǒng)要求工作溫度，根據機組現(xiàn)有運行條件與摸底試驗情況，綜合分析設備情況，通過計算對比分析煙氣旁路、省煤器流量置換、省煤器分級等技術方案，理論上可行的方案為省煤器流量置換改造方案和煙氣旁路改造方案。針對機組情況，綜合考慮經濟性及運行安全性，最終推薦煙氣旁路改造方案。