超超臨界鍋爐寬負(fù)荷脫硝改造方案對(duì)比分析

徐 民

(中國(guó)大唐集團(tuán)科學(xué)技術(shù)研究總院有限公司 華東電力試驗(yàn)研究院，合肥 230093)

隨著電力市場(chǎng)的改革，以及風(fēng)能、太陽(yáng)能等清潔能源的陸續(xù)推廣，對(duì)火電機(jī)組的靈活性改造勢(shì)在必行。大部分火電機(jī)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(jìn)口煙氣溫度已經(jīng)不能滿足催化劑正常運(yùn)行的要求，需要進(jìn)行寬負(fù)荷脫硝改造[1]。

某超超臨界機(jī)組采用SCR脫硝技術(shù)，催化劑的運(yùn)行溫度為325～420 ℃。而根據(jù)摸底試驗(yàn)的結(jié)果顯示，在32%BMCR工況下的SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度已經(jīng)低至285 ℃，無(wú)法滿足SCR脫硝系統(tǒng)催化劑正常運(yùn)行要求的溫度。因此，需要通過(guò)改造以提升煙氣溫度，滿足SCR脫硝系統(tǒng)催化劑的運(yùn)行要求，實(shí)現(xiàn)氮氧化物的達(dá)標(biāo)排放。筆者對(duì)幾種常見寬負(fù)荷脫硝改造技術(shù)進(jìn)行分析和對(duì)比，并且通過(guò)經(jīng)濟(jì)性分析選定最佳改造方案。

1 寬負(fù)荷脫硝改造技術(shù)

1.1 省煤器分級(jí)技術(shù)

省煤器分級(jí)是近年發(fā)展起來(lái)的一項(xiàng)新的寬負(fù)荷脫硝技術(shù)，即將原來(lái)的單級(jí)省煤器拆為兩級(jí)，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(shù)具有系統(tǒng)簡(jiǎn)單可靠、運(yùn)行方便等特點(diǎn)[2]。

1.2 省煤器流量置換技術(shù)

省煤器流量置換技術(shù)利用給水旁路減少進(jìn)入省煤器的工質(zhì)流量，通過(guò)熱水再循環(huán)提升省煤器進(jìn)口工質(zhì)溫度。

原給水旁路方案在主給水管路上設(shè)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(shè)置相應(yīng)閥門設(shè)備來(lái)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(jīng)循環(huán)泵送至省煤器進(jìn)口給水管路，以提高進(jìn)入省煤器的給水溫度，減少省煤器的吸熱量，從而進(jìn)一步提高SCR脫硝裝置進(jìn)口煙氣溫度。

該技術(shù)投資中等，設(shè)計(jì)中需要注意省煤器出口工質(zhì)溫度，防止省煤器出現(xiàn)沸騰現(xiàn)象，影響水動(dòng)力安全性[3]。

1.3 煙氣旁路技術(shù)

煙氣旁路技術(shù)是在鍋爐尾部煙道區(qū)域設(shè)置旁路煙道，將部分煙氣由旁路引出而不經(jīng)過(guò)后面的換熱面，使得該部分高溫?zé)煔馀c尾部出口煙氣相混合，進(jìn)而達(dá)到調(diào)節(jié)SCR脫硝反應(yīng)器進(jìn)口煙氣溫度的目的。通過(guò)調(diào)節(jié)旁路煙氣擋板的開度來(lái)調(diào)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(jìn)口煙氣溫度[4]。

煙氣旁路技術(shù)使煙氣擋板長(zhǎng)期處于關(guān)閉狀態(tài)，容易產(chǎn)生積灰等導(dǎo)致?lián)醢蹇醢迕芊獠粐?yán)，高負(fù)荷下會(huì)降低鍋爐效率。

1.4 零號(hào)高壓加熱器技術(shù)

零號(hào)高壓加熱器技術(shù)僅適用于高壓缸帶有補(bǔ)汽閥的汽輪機(jī)組。為提高低負(fù)荷下SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度，保證SCR脫硝系統(tǒng)正常投運(yùn)，可增設(shè)一臺(tái)高壓加熱器(零號(hào)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(zé)任公司的2臺(tái)1 000 MW機(jī)組采用了該技術(shù)，機(jī)組在40%BMCR工況下將給水溫度由237 ℃提高到290 ℃[5]。

2 熱力計(jì)算分析

熱力計(jì)算校核軟件依據(jù)原蘇聯(lián)熱力計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)編寫。該軟件計(jì)算范圍廣，適用于計(jì)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(jì)算準(zhǔn)確性已經(jīng)得到了充分驗(yàn)證。

計(jì)算對(duì)象為某660 MW超超臨界變壓運(yùn)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(jìn)燃燒技術(shù))、四墻切圓燃燒方式；爐膛采用內(nèi)螺紋管垂直上升膜式水冷壁、循環(huán)泵啟動(dòng)系統(tǒng)、一次中間再熱方式；調(diào)溫方式除調(diào)節(jié)煤水比外，還采用調(diào)節(jié)煙氣擋板、燃燒器擺動(dòng)、噴水等方式。鍋爐采用平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)。鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

表1 鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)

2.1 省煤器分級(jí)改造

按照目前的運(yùn)行情況，結(jié)合該爐型的設(shè)計(jì)參數(shù)，校核計(jì)算出鍋爐在30%BMCR工況條件下的運(yùn)行情況，此時(shí)SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度約為286 ℃，則擬提高的煙氣溫度應(yīng)不低于14 K。以30%BMCR工況下的穩(wěn)定運(yùn)行熱力校核計(jì)算為基礎(chǔ)，經(jīng)計(jì)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(shí)可將SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度提高20 K，能滿足低負(fù)荷下的脫硝要求。經(jīng)熱力校核計(jì)算，采用省煤器分級(jí)改造方案時(shí)，滿負(fù)荷下的SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度將達(dá)到432 ℃，超過(guò)該脫硝系統(tǒng)催化劑的許用溫度(430 ℃)。因此，省煤器分級(jí)改造方案不可行。省煤器分級(jí)改造參數(shù)匯總見表2。

表2 省煤器分級(jí)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(jì)算結(jié)果。

表3 30%BMCR工況下省煤器流量置換改造計(jì)算結(jié)果

按照30%BMCR工況下的運(yùn)行工況參數(shù)，經(jīng)熱力校核計(jì)算，改造后SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度達(dá)到306 ℃，省煤器出口工質(zhì)過(guò)冷度為14.9 K。該方案改造成本中等，系統(tǒng)運(yùn)行中需要注意省煤器出口工質(zhì)過(guò)冷度，防止出口工質(zhì)汽化。

2.3 煙氣旁路改造

煙氣旁路改造方案可以根據(jù)煙氣溫度需要的提升幅度，以及實(shí)際的場(chǎng)地狀況，選擇從不同的位置來(lái)抽取高溫?zé)煔?。根?jù)熱力校核計(jì)算的結(jié)果，提出從水平低溫過(guò)熱器進(jìn)口或省煤器進(jìn)口來(lái)抽取煙氣。

在30%BMCR工況下，對(duì)從低溫過(guò)熱器進(jìn)口和省煤器進(jìn)口分別抽取煙氣進(jìn)行計(jì)算，具體的計(jì)算結(jié)果分別見表4和表5?？紤]旁路煙道開口處煙氣流場(chǎng)及散熱因素，鍋爐廠建議選取SCR脫硝系統(tǒng)旁路進(jìn)口處，煙氣溫度為484 ℃。

表4 30%BMCR工況從水平低溫過(guò)熱器進(jìn)口抽取煙氣

表5 30%BMCR工況下從省煤器進(jìn)口抽取煙氣方案

由表4可得：從水平低溫過(guò)熱器進(jìn)口抽取煙氣，在旁路煙氣質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為10%、20%的情況下，SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度分別上升17 K、31 K；與此同時(shí)，由于抽取了部分煙氣，進(jìn)入低溫過(guò)熱器和省煤器的煙氣量減少，旁路煙氣質(zhì)量分?jǐn)?shù)為20%的情況下，省煤器出口工質(zhì)溫度降低10 K，不會(huì)影響鍋爐整體運(yùn)行的安全性；但是，低溫過(guò)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(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性受到一定影響。

由表5可得：從省煤器進(jìn)口抽取煙氣，在旁路煙氣質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為20%、30%、40%的情況下，SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度分別上升6 K、8 K、10 K；與此同時(shí)，由于抽取了部分煙氣，進(jìn)入省煤器的煙氣量減少，經(jīng)核算，旁路煙氣質(zhì)量分?jǐn)?shù)為40%的情況下，省煤器的出口工質(zhì)溫度降低8 K，不會(huì)影響鍋爐整體運(yùn)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(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性受到一定影響。

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

3 方案分析對(duì)比

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

(1)省煤器分級(jí)改造方案。該方案能夠?qū)崿F(xiàn)低負(fù)荷下提升SCR脫硝煙氣溫度的目標(biāo)，但是改造后機(jī)組的靈活性較低，經(jīng)校核計(jì)算后滿負(fù)荷下的SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度超過(guò)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(yùn)行時(shí)，SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度可以達(dá)到306 ℃，滿足脫硝催化劑的運(yùn)行要求；但時(shí)，此時(shí)省煤器出口工質(zhì)過(guò)冷度為14.9 K，運(yùn)行中需要注意防止出口工質(zhì)汽化。

(3)煙氣旁路改造方案。從水平低溫過(guò)熱器進(jìn)口抽取煙氣，旁路煙氣質(zhì)量分?jǐn)?shù)為20%時(shí)，SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度上升31 K，省煤器出口工質(zhì)溫度降低10 K，滿足低負(fù)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(chǎng)應(yīng)用，并且技術(shù)成熟性相對(duì)較好。

4 經(jīng)濟(jì)性分析

采用省煤器流量置換改造方案，單臺(tái)機(jī)組改造費(fèi)用為874萬(wàn)；采用煙氣旁路改造方案，單臺(tái)機(jī)組改造費(fèi)用為738萬(wàn)元。這2種方案都導(dǎo)致低負(fù)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(diǎn)，2種方案均按照鍋爐效率降低0.8百分點(diǎn)計(jì)算。深度調(diào)峰期間，綜合考慮深度調(diào)峰對(duì)機(jī)組熱耗、鍋爐熱效率、廠用電率、噴氨量等的影響。結(jié)合深度調(diào)峰摸底試驗(yàn)結(jié)果，機(jī)組負(fù)荷率分別為30%、35%時(shí)，深度調(diào)峰期間供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗分別增加41.7 g/(kW·h)、29.4 g/(kW·h)。按照單臺(tái)機(jī)組每年平均參與深度調(diào)峰30 d，每天參與深度調(diào)峰5 h計(jì)算，1號(hào)機(jī)組每年參與深度調(diào)峰時(shí)間為150 h，入廠煤(按標(biāo)準(zhǔn)煤考慮)單價(jià)為780元/t，則深度調(diào)峰負(fù)荷率分別為30%、35%時(shí)，燃煤增加成本分別為96.6萬(wàn)元、90.8萬(wàn)元。

根據(jù)江蘇電網(wǎng)的調(diào)峰政策，深度調(diào)峰交易采用階梯式報(bào)價(jià)，以機(jī)組各檔負(fù)荷率作為一個(gè)報(bào)價(jià)區(qū)間，報(bào)價(jià)隨負(fù)荷率的降低而增加。負(fù)荷率分檔及報(bào)價(jià)上限見表6。

表6 有償調(diào)峰交易價(jià)格分檔及報(bào)價(jià)上限

根據(jù)江蘇電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則，深度調(diào)峰交易按照各檔深度調(diào)峰電量及對(duì)應(yīng)出清價(jià)格進(jìn)行結(jié)算，1號(hào)機(jī)組全年深度調(diào)峰綜合收益計(jì)算結(jié)果見表7。其中，深度調(diào)峰電量為火電機(jī)組調(diào)減出力至有償調(diào)峰基準(zhǔn)以下時(shí)形成的未發(fā)電量，火電機(jī)組有償調(diào)峰基準(zhǔn)暫定為其額定容量的40%。按有償調(diào)峰交易上限價(jià)格來(lái)計(jì)算，針對(duì)1號(hào)機(jī)組的省煤器流量置換改造方案和煙氣旁路方案：在深度調(diào)峰負(fù)荷率為30%時(shí)，其靜態(tài)投資回收期分別為1.52 a和1.28 a；在深度調(diào)峰負(fù)荷率為35%時(shí)，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(jīng)濟(jì)性略優(yōu)于煙氣流量置換改造方案。

表7 1號(hào)機(jī)組全年深度調(diào)峰綜合收益計(jì)算結(jié)果

5 結(jié)語(yǔ)

為了將鍋爐在低負(fù)荷下的SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度提高到脫硝系統(tǒng)要求工作溫度，根據(jù)機(jī)組現(xiàn)有運(yùn)行條件與摸底試驗(yàn)情況，綜合分析設(shè)備情況，通過(guò)計(jì)算對(duì)比分析煙氣旁路、省煤器流量置換、省煤器分級(jí)等技術(shù)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(duì)機(jī)組情況，綜合考慮經(jīng)濟(jì)性及運(yùn)行安全性，最終推薦煙氣旁路改造方案。