利用省煤器給水旁路提高SCR進口煙溫的應用及分析

潘軍濤

（浙江浙能樂清發(fā)電有限責任公司，浙江樂清325609）

利用省煤器給水旁路提高SCR進口煙溫的應用及分析

潘軍濤

（浙江浙能樂清發(fā)電有限責任公司，浙江樂清325609）

介紹了某發(fā)電廠1號機組脫硝系統(tǒng)的運行優(yōu)化思路，通過加裝省煤器給水旁路提高低負荷下進入脫硝系統(tǒng)的煙氣溫度，在燃用設計煤種時，35%BMCR負荷工況下脫硝系統(tǒng)入口煙溫不低于293℃，保證低負荷階段脫硝系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

控制策略；脫硝；給水旁路

0 引言

近年來隨著發(fā)電設備單機容量的不斷增大，風電、太陽能及核電裝機容量大幅提高，新能源在整個能源結(jié)構(gòu)中的占比不斷增加。而國家對環(huán)保排放標準和節(jié)能指標的要求不斷提高，大型火力發(fā)電機組面臨深度調(diào)峰任務，長時間處于低負荷運行狀態(tài)。亟需提高脫硝進口煙氣溫度，以保證火電機組低負荷運行階段亦滿足環(huán)保排放要求。

1 系統(tǒng)概況

某發(fā)電廠1號機組鍋爐由上海鍋爐廠設計制造，為超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、采用四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼懸掛結(jié)構(gòu)П型鍋爐、露天布置燃煤鍋爐，鍋爐型號為SG-1913/25.4-M956。

脫硝系統(tǒng)采用SCR（選擇性催化還原法）脫硝裝置，在設計煤種、BMCR（鍋爐原最大工況）、處理100%煙氣量條件下，脫硝效率不小于80%。系統(tǒng)采用2+1模式布置，脫硝反應器布置在鍋爐省煤器和空預器之間，煙氣從省煤器引出，1臺爐配置2個反應器，經(jīng)過脫硝后，煙氣接入空預器。SCR配有煙氣系統(tǒng)、SCR反應器吹灰系統(tǒng)、液氨存儲及蒸發(fā)系統(tǒng)、氨稀釋及噴射系統(tǒng)等。

脫硝系統(tǒng)按入口濃度320 mg/m3，脫硝效率80%設計，催化劑操作溫度310～420℃，氨逃逸率不大于3 mg/m3，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率不大于1%。1號機組脫硝催化劑采用蜂窩式，由東方凱特瑞環(huán)保催化劑有限公司生產(chǎn)。

2 目前脫硝系統(tǒng)運行存在問題

選擇性催化還原脫硝是將煙氣中的氮氧化物在有催化劑的情況下轉(zhuǎn)變成氮氣和水的過程，氨氣先與煙氣混合然后再經(jīng)過催化劑，氨氣和NOX擴散到催化劑的微孔結(jié)構(gòu)中，被活性區(qū)域吸附，并在活性區(qū)域表面完成脫硝反應。影響反應的主要因素為催化劑活性、煙氣溫度和反應物（NOX和NH3）濃度。一個平衡的化學反應過程有一定量的出口NOX和氨逃逸。

通過加入NH3而減少NO和NO2的最主要的化學反應如下：

反應（1）是最主要的反應，去除1 mol的NO需要1 mol的NH3，但是在實際反應中，為了達到要求的NO脫除率，需要多噴入少量的NH3來補償非均勻混合。通過催化劑未參加反應而多余的NH3被稱為氨逃逸。

在特定的運行條件下，某些相關(guān)的反應可能會發(fā)生，尤其是，

反應（4），在低于427℃正常運行溫度下NH3的氧化并非主要反應，當煙氣溫度升高時，氧化反應顯著增加，從而增加了NO濃度并減少了SCR反應中參與脫硝反應的NH3。

反應（5），并非主要反應，但燃料中的硫在燃燒過程中會產(chǎn)生SO2和SO3，煙氣中的SO3會導致硫酸氫氨和硫酸氨的生成，如反應（6），（7）一旦形成，這些物質(zhì)會沉積在催化劑和相關(guān)設備表面，降低系統(tǒng)性能。如果硫酸鹽沉積物黏附在空預器表面，就會造成空預器堵塞，影響機組的帶負荷能力，嚴重時威脅機組的安全穩(wěn)定運行。

為使脫硝SCR系統(tǒng)在低負荷時也能投入運行，保證機組NOX排放達標，需要確保脫硝入口煙氣溫度在催化劑的活性范圍內(nèi)。而煙氣脫硝催化劑活性廠家建議催化劑的最佳反應溫度區(qū)間為320～420℃，當SCR入口煙溫低于正常反應溫度時，催化劑的反應效率大大降低，進而導致噴氨量增加，氨逃逸率升高，甚至造成催化劑中毒。

隨著電網(wǎng)AGC深度調(diào)峰要求不斷提高，涉網(wǎng)機組低負荷下運行時間越來越長，從表1可以看出本廠低負荷下，由于脫硝入口煙溫低而使脫硝設施被迫退出運行，造成NOX超標排放，無法滿足環(huán)保要求。

3 低負荷下延長SCR投運時間的探討

3.1 深度調(diào)峰運行方式的優(yōu)化

低負荷階段（負荷小于270 MW）由于燃燒的變化，富氧燃燒使SCR入口NOX含量大幅度變化。二次風風量的增加，保證了脫硝系統(tǒng)正常投運，但也使SCR入口NOX含量明顯升高，負荷240 MW時，SCR入口NOX含量達600 mg/m3，SCR出口NOX含量達140 mg/m3，因此，在維持SCR入口煙溫保證脫硝系統(tǒng)投運的情況下，降負荷時優(yōu)先停上層磨煤機，優(yōu)化二次風配風，減少SCR入口NOX生成。

3.2 脫硝噴氨自動控制的優(yōu)化

引入多變量控制系統(tǒng)ISCR，優(yōu)化噴氨自動，控制脫硝出口濃度，減少氨逃逸率。

3.3 探索催化劑最低溫度使用區(qū)間

逐步降低1號爐SCR投入的溫度定值，觀察空預器煙氣差壓以及SCR噴氨量、氨逃逸的變化，探索出催化劑的最低反應溫度。經(jīng)過試驗性運行后確定機組的運行方式：負荷≥300 MW時，不允許SCR撤出運行；設置SCR進口煙溫保護按鈕，當SCR進口煙溫保護按鈕投入且285℃≤SCR進口煙溫≤290℃，延時3 h撤出SCR；SCR進口煙溫保護按鈕投入且SCR進口煙溫＜285℃，無延時撤出SCR；SCR進口煙溫＞290℃，允許投運SCR。

4 省煤器給水旁路系統(tǒng)控制要求

機組在35%負荷下，通過優(yōu)化控制手段已很難使省煤器出口煙溫達到285℃，不能滿足脫硝裝置的投運條件。隨著環(huán)保減排規(guī)定要求的提高，需要研究提高省煤器出口煙溫的方法，實現(xiàn)低負荷階段脫硝系統(tǒng)正常投用。目前發(fā)電廠提高脫硝裝置入口溫度方式主要有兩種：增加省煤器給水旁路或增加省煤器煙氣旁路系統(tǒng)。1號機組采用省煤器給水系統(tǒng)加裝旁路的方法。

表1 省煤器給水系統(tǒng)改造前機組參數(shù)

4.1 省煤器給水旁路熱力系統(tǒng)

省煤器給水旁路是指省煤器給水入口處分為主流水量和旁路水量，主流水量進入省煤器中吸熱升溫，旁路水量則繞過省煤器，最終兩者在省煤器出口進行混合（如圖1所示）。通過調(diào)整旁路水量和主流水量的比例來調(diào)節(jié)SCR反應器入口煙溫。給水旁路投運后，低負荷下進入脫硝設備的煙氣溫度適當提高，燃用設計煤種時，在35% BMCR負荷工況脫硝入口煙氣溫度不低于293℃，可保證脫硝裝置穩(wěn)定投入。

4.2 主要控制策略

4.2.1 省煤器水側(cè)旁路調(diào)節(jié)控制

當省煤器出口煙氣溫度不能滿足脫硝裝置的運行要求時，通過調(diào)節(jié)旁路調(diào)節(jié)閥的開度來改變旁路給水流量，從而改變流經(jīng)省煤器的給水流量，來調(diào)節(jié)省煤器出口煙氣溫度，在35%BMCR時將省煤器出口煙溫提高到293℃。考慮到SCR入口煙溫（即省煤器出口煙溫）穩(wěn)定需要30 min以上的時間，慣性比較大，因此省煤器給水旁路調(diào)節(jié)閥控制策略采用開環(huán)控制。

根據(jù)設計參數(shù)，在35%BMCR時需將省煤器出口水溫調(diào)節(jié)控制在約321℃，溫度上升時可適當加大主給水流量。當省煤器出口水溫上升至其飽和溫度時鍋爐需MFT（主燃料跳閘），同時在距飽和溫度10～15℃處設置報警。

當省煤器出口水溫過高時，閉鎖旁路調(diào)節(jié)閥開大；當鍋爐MFT時，保護關(guān)閉旁路調(diào)節(jié)閥。

4.2.2 省煤器水側(cè)旁路隔絕閥控制

當煙氣溫度降低時，運行人員可根據(jù)省煤器出口煙溫的變化手動開啟或關(guān)閉該隔絕閥，也可通過聯(lián)鎖邏輯實現(xiàn)隔絕閥的自動開啟或關(guān)閉。另外，當發(fā)生鍋爐MFT跳閘時，保護關(guān)閉該隔絕閥。

4.2.3 省煤器水側(cè)旁路進口壓力控制

原有給水進口門（或憋壓閥）是為了有效實現(xiàn)省煤器水側(cè)旁路的給水分流效果，可適當關(guān)小憋壓閥，以增加省煤器水側(cè)旁路進口壓力。給水旁路調(diào)門通流能力較強，能滿足鍋爐負荷的給水通流需求，本次改造要求給水憋壓閥調(diào)節(jié)時，憋壓閥的前后差壓約為0.4～0.5 MPa（在35%負荷左右）。

4.3 對目前給水控制的影響及措施

當部分給水通過省煤器水側(cè)旁路進入鍋爐后，會降低省煤器總的出口水溫。投用和退出水側(cè)旁路時，需要關(guān)注因省煤器總的出口水溫的變化而引起的給水溫度的變化。

圖1 改造后的省煤器給水旁路系統(tǒng)

關(guān)小省煤器進口憋壓閥和調(diào)節(jié)水側(cè)旁路調(diào)節(jié)閥時要采取合適的步驟和方法，以免對給水流量帶來較大的擾動。

5 系統(tǒng)投運試驗過程

機組負荷330 MW時，投入省煤器水側(cè)旁路系統(tǒng)進行熱態(tài)調(diào)試，開啟旁路調(diào)節(jié)閥前后隔離門，逐漸開啟旁路調(diào)節(jié)閥，調(diào)節(jié)閥的給水流量特性如圖2所示。300 MW以下，逐漸降負荷時，調(diào)整旁路調(diào)門開度，觀察省煤器出水過冷度和煙氣溫度變化，在保證過冷度的情況下關(guān)小調(diào)門開度，改變旁路的給水流量記錄相關(guān)參數(shù)和曲線，負荷降至250 MW，試驗停止。

圖2 旁路調(diào)節(jié)閥流量特性曲線

不同負荷工況下給水旁路投運時機組主要參數(shù)如表2所示。

6 改造效果分析

（1）省煤器給水旁路系統(tǒng)改造后，如圖3所示，當負荷在250 MW時，給水旁路調(diào)節(jié)閥開度50%時，SCR入口煙溫提高約5℃，省煤器出水過冷度維持在-13℃，脫硝A/B兩側(cè)的溫度偏差較小，可以保證脫硝系統(tǒng)的正常運行要求。

（2）負荷由330 MW降至250 MW期間，省煤器旁路給水壓力滿足給水旁路系統(tǒng)投運的要求，因此在省煤器給水旁路系統(tǒng)投運期間，不需要關(guān)小主給水調(diào)節(jié)閥來進行憋壓，仍可保持全開運行，減少了運行人員的操作。

（3）省煤器給水旁路調(diào)節(jié)閥開度變化時，SCR入口煙溫隨之改變，但是SCR入口煙溫穩(wěn)定需要30 min以上，慣性比較大，因此控制閥采用開環(huán)控制。

（4）試驗結(jié)果顯示，省煤器給水旁路調(diào)節(jié)閥50%開度可以滿足機組低負荷運行期間的全程要求，考慮到AGC調(diào)節(jié)負荷的頻繁性，為了減少運行人員的監(jiān)視和操作工作量，當省煤器給水旁路系統(tǒng)在低負荷投運時，將旁路調(diào)節(jié)閥的閥位上限設定為50%。

表2 不同負荷下給水旁路投運時機組的主要參數(shù)

圖3 省煤器給水旁路運行曲線

（5）省煤器給水旁路系統(tǒng)改造后，通過給水焓值控制的修正，系統(tǒng)的改造對CCS協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)影響較小。

7 結(jié)語

省煤器給水旁路系統(tǒng)改造后系統(tǒng)設備性能良好，經(jīng)過靜態(tài)調(diào)試和動態(tài)調(diào)整，運行參數(shù)穩(wěn)定，能夠滿足機組低負荷時脫硝系統(tǒng)長期穩(wěn)定運行的要求。該改造方案可供同類機組參考。

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Application and Analysis on SCR Inlet Flue Gas Temperature Elevation by Economizer Feedwater Bypass

PAN Juntao
（Zhejiang Zheneng Yueqing Power Generation Co.，Ltd.，Yueqing Zhejiang 325609，China）

The paper introduces the optimized operation strategy for the denitration system of#1 unit in a power plant.By installation of economizer feedwater bypass，the temperature of flue gas flowing into the denitration system in low load is elevated.In the case of design coal combustion，the SCR inlet flue gas temperature under the condition of 35%BMCR can not be lower than 293℃to guarantee operation safety of the denitration system under low load.

control strategy；denitration；feedwater bypass

10.19585/j.zjdl.201708015

1007-1881（2017）08-0073-05

TM621，X773

B

2017-03-31

潘軍濤（1977），男，工程師，主要從事發(fā)電廠熱控技術(shù)管理工作。（本文編輯：張彩）