火電廠低負(fù)荷脫硝技術(shù)
目前國內(nèi)燃煤機(jī)組選擇性催化還原（SCR）脫硝系統(tǒng)在低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)經(jīng)常遇到入口煙溫低于其最低工作溫度的情況，導(dǎo)致氮氧化物排放濃度超過國家標(biāo)準(zhǔn)。對廣東某電廠SCR脫硝系統(tǒng)中采用的熱水再循環(huán)增加省煤器進(jìn)口水溫、省煤器旁通管路提高SCR系統(tǒng)的入口煙溫的方法進(jìn)行實(shí)驗(yàn)、研究，并對其特點(diǎn)進(jìn)行對比分析。
目前國內(nèi)使用較多的煙氣脫硝技術(shù)是選擇性催化還原（SelectiveCatalyticReduction，SCR）和選擇性非催化還原（SelectiveNon-CatalyticReduction，SNCR）技術(shù)或選擇性催化還原與選擇性非催化還原聯(lián)合技術(shù)。SCR反應(yīng)的溫度適應(yīng)范圍分為高溫催化劑（450～600℃）、中溫催化劑（320～450℃）、低溫催化劑（120～300℃），燃煤電廠脫硝裝置一般布置在尾部煙道的省煤器后，煙溫必須控制在300℃以上催化劑才能實(shí)現(xiàn)最佳活性，由于在低負(fù)荷情況下很難達(dá)到催化劑最佳煙溫，故從根本上提高SCER脫硝系統(tǒng)入口煙溫，就是對省煤器管內(nèi)水側(cè)和管外煙側(cè)的的逆流式換熱器的傳熱的優(yōu)化，目前國內(nèi)大多數(shù)從煙側(cè)、水側(cè)、省煤器分級布置等角度來考慮優(yōu)化方法。
煙側(cè)方面：杜云貴等建立脫硝模型模擬不同工況下流場分布及氨氣的混合，增加導(dǎo)流設(shè)施改善脫硝系統(tǒng)的穩(wěn)定性；文獻(xiàn)介紹了省煤器旁路煙道入口位置選擇問題；水側(cè)方面：對于汽包鍋爐，譚青等采用鍋爐爐水與省煤器給水混合法提高給水溫度以降低欠焓水的吸熱量，提高煙氣出口溫度。對于強(qiáng)制循環(huán)鍋爐，謝尉揚(yáng)等在爐水循環(huán)泵出口處引出循環(huán)水加熱省煤器給水。徐昶等人提出在省煤器進(jìn)口位置引出管道至下降管，根據(jù)負(fù)荷調(diào)節(jié)省煤器進(jìn)口水量以達(dá)到調(diào)節(jié)煙溫目的。
12種方案比較
（1）鍋爐運(yùn)行參數(shù)。
本文針對廣州某電廠采用以下2種方案進(jìn)行改造：方案1采用熱水再循環(huán)技術(shù)，在汽包下降管合適的高度位置引出熱水再循環(huán)管路，經(jīng)過新增加的再循環(huán)泵加壓，引入至省煤器給水管路，以提高其進(jìn)口水溫。方案2是在省煤器旁通系統(tǒng)，把省煤器分為2部分，中間設(shè)有中間聯(lián)箱，根據(jù)負(fù)荷不同啟閉旁路閥門調(diào)節(jié)通過省煤器的流量，改變換熱面積來調(diào)節(jié)煙氣溫度。該電廠鍋爐設(shè)計(jì)煤種為神府東勝煙煤，以下按設(shè)計(jì)煤種進(jìn)行計(jì)算，根據(jù)煤質(zhì)特性、鍋爐設(shè)計(jì)參數(shù)，計(jì)算改造前在100%、75%、50%、30%連續(xù)經(jīng)濟(jì)出力（EconomicContinuousRating，ECR）工況下省煤器出口焓，從而得到煙氣溫度，如表1。
由計(jì)算可知，鍋爐在100%ECR工況下省煤器出口煙溫沒有超出SCR反應(yīng)器溫度上限400℃，50%ECR工況下，省煤器煙氣出口溫度已低于SCR反應(yīng)器的下限值300℃，30%ECR工況時(shí)，更是比300℃低了35.5℃。若在50%ECR工況和30%ECR工況下，省煤器出口煙氣溫度均高于300℃時(shí)，則符合改造要求，以下方案1、2均設(shè)計(jì)省煤器出口煙溫為300℃。
（2）熱水再循環(huán)方案。
方案原理見圖1。
由圖1可知，熱水再循環(huán)方案主要由再循環(huán)泵、電動(dòng)調(diào)節(jié)閥（給水調(diào)溫器）、電動(dòng)閘閥、流量測量裝置、止回閥、三通閥和管道等組成。在汽包下降管合適的高度位置引出再循環(huán)管路，經(jīng)過新增加的再循環(huán)泵加壓，通過給水調(diào)溫器調(diào)節(jié)循環(huán)水量，再將高溫循環(huán)水引入至給水管路，以提高省煤器進(jìn)口水溫，降低省煤器水側(cè)與煙氣側(cè)的傳熱端差，減少省煤器吸熱量從而提高省煤器出口煙氣溫度。改造前后省煤器進(jìn)出口水溫見圖2。
由未改造前排煙溫度的計(jì)算可知，100%ECR工況和75%ECR工況下，排煙溫度均在300℃以上，無需啟用熱水再循環(huán)提高煙溫。此時(shí)再循環(huán)水流量應(yīng)為0，各項(xiàng)參數(shù)與設(shè)計(jì)工況一樣。而在50%ECR工況和30%ECR工況下排煙溫度低于300℃，需要對相應(yīng)再循環(huán)流量進(jìn)行計(jì)算。熱水再循環(huán)系統(tǒng)根據(jù)SCR脫硝設(shè)備煙溫自動(dòng)投入和退出運(yùn)行，通過調(diào)節(jié)再循環(huán)流量自動(dòng)調(diào)節(jié)SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫。
從計(jì)算可知：在30%ECR工況下，省煤器進(jìn)、出口水溫分別提高68.8℃、25.9℃，說明熱水再循環(huán)方案降低了省煤器水側(cè)與煙側(cè)傳熱溫差，省煤器吸熱量減少，提高了省煤器出口煙氣溫度，同時(shí)也提高了省煤器的使用壽命，鍋爐采用方案1在較低負(fù)荷工況下運(yùn)行可以取得良好效果。在50%E-CR工況下，省煤器出口水溫為288.16℃，與設(shè)計(jì)參數(shù)僅差1.25℃，滿足設(shè)計(jì)煙溫要求。在30%～50%ECR工況下，汽包水溫約為313.82～315.66℃，汽包壓力10.4～10.65MPa，在30%負(fù)荷、循環(huán)水量827t/h時(shí)，電動(dòng)調(diào)節(jié)裝置應(yīng)有較好的靈敏性，保持鍋爐水位安全裕度，該方案也降低了汽包與入口水溫間的溫度差，提高了汽包及其相關(guān)設(shè)備的壽命。
（3）省煤器旁通管路方案。
方案見圖3。
如圖3示，省煤器旁通管路方案是將原來省煤器分為2部分，中間加設(shè)省煤器中間聯(lián)箱。在負(fù)荷較高時(shí)，旁路閥門關(guān)閉，給水從原來的蛇形管束流通，經(jīng)過中間聯(lián)箱到達(dá)上部省煤器。在負(fù)荷較低時(shí)，省煤器出口煙溫低于300℃，此時(shí)開啟旁路閥門，將下部省煤器短路，此時(shí)給水只流過上部省煤器，而下部省煤器則處于干燒狀態(tài)，這樣減少了省煤器換熱面積，降低了省煤器內(nèi)換熱量，從而提高了省煤器的出口煙溫。
當(dāng)機(jī)組負(fù)荷低于50%時(shí)，省煤器出口煙氣溫度低于300℃，需要開始考慮使用旁通管路。由于旁通管路是按30%ECR工況下省煤器出口煙溫等于300℃而設(shè)置的，需要對50%ECR工況下省煤器出口煙溫進(jìn)行校核計(jì)算，檢驗(yàn)是否在SCR反應(yīng)器的工作溫度（300～400℃）范圍內(nèi)。
改造后處于干燒的管束管壁灰污溫度在長時(shí)間運(yùn)行下可視為與煙氣溫度相等。見圖4。由圖4可知，在30%ECR工況下，干燒管束溫度與改造前管壁溫度相比，高了4.2℃；在50%ECR工況下，則升高了21.8℃，但低于100%ECR工況下的管壁灰污溫度，所以煙氣溫度的提高對管壁影響不大。文獻(xiàn)是在額定負(fù)荷時(shí)直接對省煤器進(jìn)口位置短路引至下降管，增加了下降管的負(fù)擔(dān)而且降低了煙溫控制的靈敏性，干燒管束更加嚴(yán)重，本文省煤器管道部分改造，降低了改造代價(jià)，煙溫調(diào)節(jié)更加靈敏。
2方案評價(jià)與分析
經(jīng)計(jì)算可知，2個(gè)方案均可在低負(fù)荷時(shí)對出口煙氣溫度進(jìn)行調(diào)整，使SCR反應(yīng)器入口溫度處于300～400℃，均滿足脫硝系統(tǒng)的溫度要求，但各有利弊。2個(gè)方案對比見圖5。
由圖5可知，熱水再循環(huán)方案在30%ECR工況下流量變化較大，若給水調(diào)溫器對機(jī)組負(fù)荷跟蹤不及時(shí)時(shí)，可能會(huì)導(dǎo)致省煤器流量過大和汽包水位較大的波動(dòng)，當(dāng)水位較低時(shí)容易引起蒸汽溫度急劇上升而導(dǎo)致水冷壁超溫爆管等事故，應(yīng)盡量避免水位有太大起伏。流量增大也增加了循環(huán)水泵的出力從而增加廠用電費(fèi)用，但在50%負(fù)荷時(shí)變化較小，如果電廠負(fù)荷變化不大該方案是較好的選擇。省煤器旁路方案隨負(fù)荷降低流量逐漸減少，干燒管數(shù)增加，省煤器使用壽命隨之縮短，使方案2間接費(fèi)用增加。
由圖5可知，方案1在30%ECR工況下省煤器出口水溫比改造前升高25.9℃，減低汽包與入口水溫差，利于汽包和相關(guān)設(shè)備使用壽命，方案2在50%和30%ECR下出口水溫降低18.0℃、14.4℃，與汽包平均溫度相差近60℃，導(dǎo)致汽包熱應(yīng)力增大，對鍋爐運(yùn)行的安全性也是不利的，從這個(gè)角度分析方案1是有更大的優(yōu)勢。2方案的綜合對比見表2。
針對該電廠情況，熱水再循環(huán)方案在自動(dòng)調(diào)溫、負(fù)荷變化對設(shè)備影響方面更有優(yōu)勢，在原設(shè)備維護(hù)方面，熱水再循環(huán)方案對管路壽命影響較小，甚至在一定程度下提高了其管路系統(tǒng)壽命，而省煤器旁通管路方案則對省煤器管路的影響可能比較大，從經(jīng)濟(jì)性上分析，熱水再循環(huán)系統(tǒng)增加再循環(huán)泵、電動(dòng)調(diào)節(jié)閥（給水調(diào)溫器）等設(shè)備，而省煤器旁路系統(tǒng)只增加管材為SA-106GrB鋼管4m，顯然方案2從經(jīng)濟(jì)上更有優(yōu)勢，但在長遠(yuǎn)投運(yùn)時(shí)間和安全性上方案1更適合本廠，所以筆者更傾向于選擇熱水再循環(huán)方案來提高SCR系統(tǒng)入口煙氣溫度。
3結(jié)論
國內(nèi)SCR脫硝方法主要是從煙側(cè)和水側(cè)考慮省煤器的傳熱優(yōu)化問題，本文從煙側(cè)考慮對該電廠進(jìn)行改造并取得一定成效，可以為低負(fù)荷尾部煙氣脫硝方法提供更多的理論依據(jù)。根據(jù)本廠具體條件對2個(gè)方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性、設(shè)備影響、鍋爐運(yùn)行安全性和穩(wěn)定性等綜合考慮選擇熱水再循環(huán)提高省煤器給水溫度方案更有實(shí)際意義。由于2個(gè)方案在國內(nèi)投運(yùn)時(shí)間較短，還沒有太多的實(shí)際數(shù)據(jù)體現(xiàn)其全面問題，今后還需要更加深入地分析和研究其機(jī)理、影響因素等問題，為我國低負(fù)荷脫硝技術(shù)提供更多切實(shí)可行方法。
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