摘 要：以某 330 MW 机组 SCR 脱硝系统为研究对象，为了适应机组深度灵活性调峰，开展 SCR 脱硝系统优化改造技术研究。结合煤中的硫分和水分，机组负荷降低至 30%THA 工况时，为了满足脱硝系统能够正常运行，脱硝入口烟气温度需提高 18 ℃，从技术安全性、可靠性和经济性等方面分析比较省煤器烟气旁路、省煤器分级、省煤器给水旁路、省煤器热水再循环和增设零号高加等提升脱硝系统低负荷时烟气温度技术，确定省煤器水旁路为最佳改造方案，为同类型机组脱硝系统改造提供参考依据。
关键词：燃煤机组；深度调峰；灵活性改造；SCR 脱硝系统
为解决日益严重的弃风（光、水）问题，提高新能源的消纳能力，提高火电机组的运行灵活性已是迫在眉睫的任务，国家能源局 2016 年初连续召开会议和发文，对开展火电灵活性改造提出明确要求，计划“十三五”期间我国实施 2.2 亿千瓦燃煤机组的灵活性改造，使机组具备深度调峰能力，并进一步增加负荷响应速率，部分机组具备快速启停调峰能力。
为响应国家号召，提高机组的上网竞争力和盈利能力，某电厂拟开展机组灵活性改造项目，实现纯凝工况 30%额度负荷的深度调峰能力。而实现机组深度调峰首要解决的是低负荷时 SCR脱硝系统正常投运问题，需要通过技术改造提高脱硝系统入口烟气温度，开展脱硝系统优化改造技术研究非常必要，也可为同类型机组改造提供参考依据。
1 锅炉设备概况
某电厂锅炉为哈尔滨锅炉厂生产制造的亚临界参数、一次中间再热、紧身封闭、自然循环汽包炉，采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式，燃用烟煤。锅炉采用摆动式直流燃烧器、四角布置、切向燃烧方式，燃烧器可上下摆动，最大摆角为30。锅炉配备 5 台中速磨煤机，4 投 1 备。
1.1 主要参数
锅炉主要设计参数见表 1。
表 1 锅炉基本设计参数
1.2 锅炉燃料特性
锅炉设计煤种、试验煤种特性见表 2。
表 2 锅炉煤种特性
2 SCR 脱硝系统优化改造技术研究
2.1 低负荷脱硝系统运行存在的制约因素
SCR 系统的催化剂的工作温度通常在 300～400 ℃之间，因此要求通过 SCR 反应器的烟气温度应始终保持在 300～400 ℃之间，否则脱硝系统无法正常工作。经过现场勘测与数值计算，某公司锅炉在 300 MW（90%THA 负荷）下 SCR 入口烟温分别为 375 ℃左右；140 MW（45%THA 负荷）下 SCR入口烟温为 314 ℃左右，此时脱硝系统基本可以运行，若负荷继续降低，脱硝进口烟气温度降低于300 ℃，不满足运行要求。经过计算，30%THAL负荷下 SCR 入口烟温约为 282 ℃，应进行改造解决脱硝系统低负荷不能运行的问题。
2.2 改造要求
经过计算，30%THA 工况下脱硝入口烟气温度为 282 ℃左右，考虑到现用煤种的硫分及水分含量均不高，将最低脱硝烟温调整至 300 ℃，以兼顾生产和环保的双重需求。宽负荷脱硝改造按 SCR 入口烟气温度从 282 ℃增加到 300 ℃，温升幅度为 18℃来考虑。
2.3 改造技术
提高烟气温度有以下可行的技术手段：省煤器烟气旁路、省煤器分级、省煤器给水旁路、省煤器热水再循环和增设零号高加。通过各种技术方案对比确定最佳改造技术路线。
2.3.1 分级省煤器技术
(1) 技术原理
省煤器分级是近年发展起来的一项新的满足脱硝系统低负荷投运的技术，即将原来的单级省煤器拆成两级，一级布置在 SCR 装置之前，一级布置在SCR 装置之后，不需要额外增加省煤器的换热面积，只需增设两级省煤器间的集箱、连接管道等。给水管道改至位于 SCR 反应器后的新增省煤器入口处，两级省煤器之间采用大口径连接管道进行连接，通过减少 SCR 反应器前省煤器的吸热量，达到提高 SCR 反应器入口烟温的目的。具体改造范围：原省煤器包括入口集箱和吊挂管下集箱全部更换，原烟道配合省煤器进行局部改造，新增加一级脱硝出口省煤器，包括上下集箱及蛇形管屏，增加两级省煤器间的连接管，新增脱硝出口省煤器支撑结构，下集箱入口前给水管道改造，核算 SCR 壳体及钢结构的安全性，进行相应加固改造。
省煤器分级布置在有效提高 SCR 入口烟温的同时并不会影响锅炉热效率，既能保证 SCR 装置的正常投运，又确保锅炉运行经济性不受影响。
省煤器分级布置示意图如图 1 所示。
图 1 分级省煤器平面布置示意图
(2) 技术特点
减少原省煤器的部分受热面积（约占原有省煤器面积的25%～28%）。拆除SCR至空预器的烟道，在新制烟道中增加分级省煤器（约占原省煤器面积的 30%～33%），改造时需保证原空气预热器、磨煤机出力不变。改造后省煤器整体换热效果基本不变, 以使空预器后排烟温度基本不变，保证锅炉效率不变。
省煤器分级布置方案存在一些不足甚至隐患，省煤器分级布置属于一项“过程不可逆”的永久性改造措施，且该方案对烟温不具有动态调节的能力，对变煤种、变工况缺乏适应性。如果省煤器面积分级比例设计不精确，会造成满负荷时省煤器出口烟气温度超过催化剂最高承受温度，造成脱硝系统无法投运。
以该公司锅炉为对象进行热力计算，30%THA为最低脱硝负荷，则需将原省煤器受热面积 27%的蛇形管组拆除并在 SCR 装置之后安装新的受热管组。每台炉改造成本约 1500 万元，改造费用高、改造时间长。
2.3.2 省煤器给水旁路技术
(1) 技术原理
通过旁路一部分锅炉给水来减少进入省煤器的水流量，从而降低省煤器的换热量，提高出口烟气温度。具体方法是自主给水管路上引出旁路管道， 将一部分给水经旁路管道接入省煤器出口连接管道，旁路流量由加设的控制阀、憋压阀等设备控制。该方案的关键点在于，当旁路系统启用时，须严格控制悬吊管出口水温留有足够的安全裕量、不发生沸腾，省煤器区域管道不会出现水击、汽化等现象，投退及运行中管道无振动发生，保证锅炉的安全运行。
省煤器给水旁路布置示意图见图 2。
图 2 省煤器给水旁路布置示意图
(2) 改造计算
根据机组运行数据，建立热力计算模型，并针对 130 MW、100 MW 两个运行工况进行模拟计算，详细数据如表 3 所示。
表 3 热力计算数据
由表 3 可以看出，机组负荷 30%THA 约 100 MW 时，脱硝进口烟气温度平均为 282 ℃，不满足脱硝进口烟气温度 300 ℃的要求，需提升烟气温度幅度约 18 ℃。
由于省煤器水旁路改造方案改变了省煤器进、出口工质的流量、温度等参数，因此该方案在调节省煤器出口烟温的同时，还必须确保不会对机组的安全运行造成不良影响。改造后省煤器出口工质不发生汽化，即出口水温不超过对应压力下的饱和温度。
采用省煤器水旁路方案时，通过计算提升烟温到 300 ℃时的省煤器出口水温及过冷度见表 4。由表 4 可以看出，采用省煤器水旁路时，100 MW 负荷脱硝进口烟气温度由 282 ℃提高到 300 ℃时，省煤器出口水温为 294 ℃，离饱和温度差值约10 ℃左右，省煤器出口水温不会发生沸腾汽化问题。
表 4 省煤器出口水温过冷度(℃)
考虑到该电厂煤种多变，通过选取多种典型煤种，计算不同煤种下的省煤器出口温度、脱硝烟气温升、省煤器出口水温过冷度等，分析煤种变化对水旁路系统的影响。
选取 4 种不同的煤作为计算燃料，几种煤质间成分差异较大，固定碳含量从 44.84%～63.2%、水份从 7.5%～21%、最大/最小热值约 26%的偏差，基本涵盖了锅炉在实际运行中可能燃用的煤种结构，有较全面的代表性，其成分如表 5。
表 5 水旁路方案核算所用煤质
在 30%THA 工况下，不同煤种的升温效果见表6。
表 6 不同煤质的水旁路方案的改造效果（℃）
由表 6 核算结果可知，在保持其他运行条件不变的前提下，燃用不同煤种对锅炉尾部烟道的烟温影响不大，相对于前文计算采用的可研煤质，煤种改变后，省煤器出口烟温的变动范围在-1.3 ℃～2.4 ℃，而水旁路对烟温的调节能力也有±2 ℃左右的变动。例如校核煤种，虽然水旁路方案的升温能力轻微降低，但由于锅炉烟温水平相对升高，因此仍可以满足改造后升温达 300 ℃的要求。不同煤种下省煤器出口水温过冷度均在 10 ℃以上。
由于省煤器水旁路方案的基本原理都是基于对进入省煤器的水温、水量参数的各种调节，因此不同的锅炉运行压力会对水侧方案的升温效果造成比较明显的影响。以 30%THA 工况为例，在不同运行压力下省煤器水旁路方案的最大升温能力对比如表7。
由表 7 可见，不同运行压力对省煤器给水旁路方案的升温能力有着较为显著的影响，采取较高的压力有利于更好发挥水旁路改造的升温能力。
表 7 不同运行压力下给水旁路方案升温效果
综合分析，100 MW 负荷下，不同煤种和不同给水压力下采用省煤器给水旁路方案时，均能满足脱硝进口烟气温度温升要求，脱硝进口烟气温度达到 300 ℃时，省煤器出口水温过冷度满足要求，不会发生沸腾现象，运行安全。
(3) 技术特点
系统布置简单，增加旁路及调节阀即可，对SCR 入口烟温有动态调节能力。改造所需空间小，工期短，投资费用相对较低，单台炉改造约 500 万元。省煤器水旁路系统具有可扩展性，未来可在本方案基础上叠加其他水侧方案，获取更高的升温能力。启用后降低了省煤器传热效率，低负荷时锅炉排烟温度略有升高。
2.3.3 省煤器烟气旁路技术
(1) 技术原理
在省煤器入口与省煤器出口这段烟道区域外部设置旁路烟道，外部旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路烟气挡板的开度来调节外旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例，进而达到调节SCR 反应器入口烟温的目的。高温烟气旁路布置示意图见图 3 所示。
图 3 省煤器烟气旁路布置示意图
(2) 改造计算
深度低负荷调峰运行时，从转向室后包墙抽取高温烟气旁路至 SCR 喷氨格栅入口，以提高 SCR入口烟温，使低负荷时 SCR 入口处烟气温度达到脱硝的最低连续运行烟温要求，具体计算分析见表 8。由表 8 可以看出，30%THA 负荷下，SCR 入口烟温为 282 ℃，已经低于 SCR 运行要求值。30%THA负荷下，旁路烟气份额为 8%时，SCR 入口烟温提升 18 ℃，达到 300 ℃，达到深度低负荷脱硝系统投运的目的。方案确定由尾部转向室竖井烟道后包墙处抽取高温烟气，抽烟口的尺寸为 2×1500 mm×1800 mm，然后经过旁路烟道通入 SCR 反应器喷氨格栅前部。
表 8 烟气旁路计算汇总表
(3) 技术特点
锅炉增设高温烟气旁路烟道后，在启动升负荷或降负荷时，随着锅炉负荷的变化，进入各级受热面的烟气温度也会降低，因此各阶段负荷越低，SCR设备的入口烟气温度越低。当 SCR 入口烟温监测发现低于 SCR 催化剂反应温度时，为了保证 SCR 设备的正常工作，将旁路烟道关闭挡板打开，调节挡板开度，增加进入旁路烟道的烟气量提高 SCR 设备入口的烟气温度。
由于旁路烟气在 SCR 进口主烟气流中混合不均易引起烟温分层现象。长期不在低负荷运行，挡板门处于常闭状态，会导致积灰、卡涩打不开，带来运行性能不稳定。烟气旁路设置了烟气挡板，如果烟气挡板的密封性能变差，在高负荷时有部分高温烟气从旁路烟道泄漏，直接进入 SCR 装置，这时烟气温度将会出现高于催化剂最高允许温度的风险，影响催化剂寿命。启用后降低了省煤器传热效率，低负荷时锅炉排烟温度略有升高。改造所需空间小，工期短，投资费用相对较低，单台炉改造约 450 万元。
2.3.4 零号高加技术
为提高低负荷下 SCR 入口烟气温度，保证 SCR正常投运，可增设一台高压给水加热器，简称零号高加，以提高给水温度。在低负荷段，保证锅炉省煤器出口烟气温度在合理的区间，保证脱硝装置正常投运。附加高压加热器回热系统图见图 4。
图 4 附加高压加热器回热系统改造
该电厂机组汽机房空间较小，无法进行零号高 加系统改造，且改造成本高、工期长，不适合宽负荷脱硝改造。
2.3.5 省煤器热水再循环技术
(1) 技术原理
省煤器热水再循环技术是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，在省煤器入口烟温较低时，将部分给水短路，直接引至下降管中，减少流经省煤器的给水量，同时打开再循环阀，使下水包提供一部分热水与给水混合，从而加大省煤器的水量，提高省煤器入口水温，降低水温和烟温差，达到降低省煤器吸热量，提高省煤器出口烟温的目的。省煤器热水再循环系统见图 5。
图 5 省煤器热水再循环系统示意图
(2) 改造计算
针对 130 MW（40%THA）、100MW（30%THA）两个运行工况采用不同省煤器热水循环方案改造计算，详细数据见表 9。
表 9 省煤器热水再循环计算数据
由表 9 可以看出，30%THA 工况即 100 MW 负荷时，采用热水再循环方案时，脱硝进口烟气温度温升 29.5 ℃，烟气温度增加至 311.5 ℃，省煤器出口水温过冷度在 10 ℃以上，满足安全要求。
(3) 技术特点
再循环管路一端连接下降管，另一端连接主给水管道，由炉水再循环泵、电动调节阀、电动闸阀、流量测量装置、止回阀、三通和管道等组成。该锅炉本身有炉水循环泵，可以利用循环泵大大节约改造成本。改造后再循环系统运行不影响锅炉水循环系统的安全运行，保证锅炉的水循环可靠。省煤器热水再循环改造方案脱硝入口烟气温度提升幅度大，同样存在会造成锅炉排烟温度升高，影响锅炉效率的问题，改造费用较高，在利用锅炉原有炉水循环泵的基础上单台炉改造约 1000 万元。
3 结论
综合考虑，分级省煤器改造技术和零号高加技术改造均需要较大的场地空间、施工期长、且初投资费用高，该电厂锅炉尾部烟道、汽机层场地空间和机组检修时间受限，无法进行该两项改造。
省煤器热水再循环技术可以满足烟温提升要求，但改造费用高且国内运行业绩较少。
省煤器烟气旁路改造简单、投资费用低、国内运行业绩多。但是省煤器烟气旁路实际运行中容易存在挡板门积灰、卡涩、密封不严漏烟气问题，脱硝进口冷热烟气混合不充分、挡板开度大小与烟气量分配线性关系差等问题。
不同煤种和不同给水压力下采用省煤器水旁路方案时，均能满足脱硝进口烟气温度温升要求，脱硝进口烟气温度达到 300 ℃时，省煤器出口水温过冷度满足要求，不会发生沸腾现象，运行安全。投资相对不高，施工工期短。高负荷下 SCR 入口烟温满足脱硝要求时，可关闭此旁路，维持锅炉的整体效率不变。旁路系统具有可扩展性，未来机组负荷更低时，可在本方案基础上叠加其他水侧方案，如省煤器水旁路组合热水再循环方案获取更高的升温能力。综合分析，选择省煤器水旁路作为改造方案。
