超超临界锅炉宽负荷脱硝改造方案对比分析

徐 民

(中国大唐集团科学技术研究总院有限公司 华东电力试验研究院，合肥 230093)

随着电力市场的改革，以及风能、太阳能等清洁能源的陆续推广，对火电机组的灵活性改造势在必行。大部分火电机组如果在30%锅炉最大连续蒸发量(BMCR)工况下，选择性催化还原(SCR)脱硝系统进口烟气温度已经不能满足催化剂正常运行的要求，需要进行宽负荷脱硝改造[1]。

某超超临界机组采用SCR脱硝技术，催化剂的运行温度为325～420 ℃。而根据摸底试验的结果显示，在32%BMCR工况下的SCR脱硝系统进口烟气温度已经低至285 ℃，无法满足SCR脱硝系统催化剂正常运行要求的温度。因此，需要通过改造以提升烟气温度，满足SCR脱硝系统催化剂的运行要求，实现氮氧化物的达标排放。笔者对几种常见宽负荷脱硝改造技术进行分析和对比，并且通过经济性分析选定最佳改造方案。

1.1 省煤器分级技术

省煤器分级是近年发展起来的一项新的宽负荷脱硝技术，即将原来的单级省煤器拆为两级，高温段布置在SCR脱硝装置之前，低温段布置在SCR脱硝装置之后，该技术具有系统简单可靠、运行方便等特点[2]。

1.2 省煤器流量置换技术

省煤器流量置换技术利用给水旁路减少进入省煤器的工质流量，通过热水再循环提升省煤器进口工质温度。

原给水旁路方案在主给水管路上设置旁路管道，将此旁路管道接入省煤器出口连接管道，并且设置相应阀门设备来控制省煤器旁路流量。热水再循环管道将热水从锅炉分离器出口经循环泵送至省煤器进口给水管路，以提高进入省煤器的给水温度，减少省煤器的吸热量，从而进一步提高SCR脱硝装置进口烟气温度。

该技术投资中等，设计中需要注意省煤器出口工质温度，防止省煤器出现沸腾现象，影响水动力安全性[3]。

1.3 烟气旁路技术

烟气旁路技术是在锅炉尾部烟道区域设置旁路烟道，将部分烟气由旁路引出而不经过后面的换热面，使得该部分高温烟气与尾部出口烟气相混合，进而达到调节SCR脱硝反应器进口烟气温度的目的。通过调节旁路烟气挡板的开度来调节外旁路烟气和尾烟道出口烟气的混合比例，以控制SCR脱硝系统进口烟气温度[4]。

烟气旁路技术使烟气挡板长期处于关闭状态，容易产生积灰等导致挡板卡涩。挡板密封不严，高负荷下会降低锅炉效率。

1.4 零号高压加热器技术

零号高压加热器技术仅适用于高压缸带有补汽阀的汽轮机组。为提高低负荷下SCR脱硝系统进口烟气温度，保证SCR脱硝系统正常投运，可增设一台高压加热器(零号高压加热器)，以提高给水温度。上海外高桥第三发电有限责任公司的2台1 000 MW机组采用了该技术，机组在40%BMCR工况下将给水温度由237 ℃提高到290 ℃[5]。

热力计算校核软件依据原苏联热力计算标准编写。该软件计算范围广，适用于计算各种不同炉型(如一次再热П形锅炉、二次再热尾部双烟道П形锅炉等)，并且计算准确性已经得到了充分验证。

计算对象为某660 MW超超临界变压运行直流锅炉。该锅炉采用П形布置、单炉膛、低氮燃烧的PM(污染最小型)主燃烧器和MACT(三菱先进燃烧技术)、四墙切圆燃烧方式；
炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热方式；
调温方式除调节煤水比外，还采用调节烟气挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。锅炉主要设计参数见表1。

表1 锅炉主要设计参数

2.1 省煤器分级改造

按照目前的运行情况，结合该炉型的设计参数，校核计算出锅炉在30%BMCR工况条件下的运行情况，此时SCR脱硝系统进口烟气温度约为286 ℃，则拟提高的烟气温度应不低于14 K。以30%BMCR工况下的稳定运行热力校核计算为基础，经计算得出需要布置约23.5%的省煤器受热面在SCR脱硝系统的烟道里，此时可将SCR脱硝系统进口烟气温度提高20 K，能满足低负荷下的脱硝要求。经热力校核计算，采用省煤器分级改造方案时，满负荷下的SCR脱硝系统进口烟气温度将达到432 ℃，超过该脱硝系统催化剂的许用温度(430 ℃)。因此，省煤器分级改造方案不可行。省煤器分级改造参数汇总见表2。

表2 省煤器分级改造参数汇总

2.2 省煤器流量置换改造

省煤器流量置换方案包括采用给水旁路和热水再循环，具体示意图见图1。

图1 省煤器流量置换改造方案

表3为30%BMCR工况下省煤器流量置换改造计算结果。

表3 30%BMCR工况下省煤器流量置换改造计算结果

按照30%BMCR工况下的运行工况参数，经热力校核计算，改造后SCR脱硝系统进口烟气温度达到306 ℃，省煤器出口工质过冷度为14.9 K。该方案改造成本中等，系统运行中需要注意省煤器出口工质过冷度，防止出口工质汽化。

2.3 烟气旁路改造

烟气旁路改造方案可以根据烟气温度需要的提升幅度，以及实际的场地状况，选择从不同的位置来抽取高温烟气。根据热力校核计算的结果，提出从水平低温过热器进口或省煤器进口来抽取烟气。

在30%BMCR工况下，对从低温过热器进口和省煤器进口分别抽取烟气进行计算，具体的计算结果分别见表4和表5。考虑旁路烟道开口处烟气流场及散热因素，锅炉厂建议选取SCR脱硝系统旁路进口处，烟气温度为484 ℃。

表4 30%BMCR工况从水平低温过热器进口抽取烟气

表5 30%BMCR工况下从省煤器进口抽取烟气方案

由表4可得：从水平低温过热器进口抽取烟气，在旁路烟气质量分数分别为10%、20%的情况下，SCR脱硝系统进口烟气温度分别上升17 K、31 K；
与此同时，由于抽取了部分烟气，进入低温过热器和省煤器的烟气量减少，旁路烟气质量分数为20%的情况下，省煤器出口工质温度降低10 K，不会影响锅炉整体运行的安全性；
但是，低温过热器、省煤器的换热量减少，炉膛给水温度降低，主蒸汽和再热蒸汽的温度降低，使得锅炉运行的经济性受到一定影响。

由表5可得：从省煤器进口抽取烟气，在旁路烟气质量分数分别为20%、30%、40%的情况下，SCR脱硝系统进口烟气温度分别上升6 K、8 K、10 K；
与此同时，由于抽取了部分烟气，进入省煤器的烟气量减少，经核算，旁路烟气质量分数为40%的情况下，省煤器的出口工质温度降低8 K，不会影响锅炉整体运行的安全性；
但是，省煤器的换热量减少，给水温度降低，使得锅炉运行的经济性受到一定影响。

采用以上2种改造方案在理论上均能实现提升SCR脱硝系统进口烟气温度的目的，但是采用从省煤器进口抽取烟气改造方案时，由于此处烟气温度较低，抽取的烟气量过大，需要的开口面积过大，这会增加投资成本，同时会增加施工难度。此外，从烟气流动的路径来看，从省煤器进口抽取烟气，在弯头产生的局部阻力会明显高于从水平低温过热器进口抽取烟气的方案。因此，综上所述，推荐采用水平低温过热器进口烟气旁路方案，能够较好地满足低负荷下脱硝系统的烟气温度提升。

1号锅炉在30%BMCR况下运行时，SCR脱硝系统进口烟气温度约为285.6 ℃，需要实施改造以满足电厂运行规程中脱硝催化剂要求的工作温度(300 ℃)。以将1号锅炉SCR脱硝系统进口烟气温度提高至300 ℃计算，理论上可行的方案包括省煤器分级、省煤器流量置换、烟气旁路，而零号高压加热器方案由于机组条件限制及费用高昂通常不可行。因此，对省煤器分级、省煤器流量置换、烟气旁路改造方案的可实施性进行分析。

(1)省煤器分级改造方案。该方案能够实现低负荷下提升SCR脱硝烟气温度的目标，但是改造后机组的灵活性较低，经校核计算后满负荷下的SCR脱硝系统进口烟气温度超过420 ℃，因此该方案不可行。

(2)省煤器流量置换改造方案。该方案投资中等，目前在30%BMCR工况下运行时，SCR脱硝系统进口烟气温度可以达到306 ℃，满足脱硝催化剂的运行要求；
但时，此时省煤器出口工质过冷度为14.9 K，运行中需要注意防止出口工质汽化。

(3)烟气旁路改造方案。从水平低温过热器进口抽取烟气，旁路烟气质量分数为20%时，SCR脱硝系统进口烟气温度上升31 K，省煤器出口工质温度降低10 K，满足低负荷下脱硝系统的烟气温度要求。

综合比较后，可行方案包括省煤器流量置换和烟气旁路改造方案，这2种方案均有一定的市场应用，并且技术成熟性相对较好。

采用省煤器流量置换改造方案，单台机组改造费用为874万；
采用烟气旁路改造方案，单台机组改造费用为738万元。这2种方案都导致低负荷下锅炉排烟温度升高，锅炉效率降低，锅炉效率一般降低0.5～1.0百分点，2种方案均按照锅炉效率降低0.8百分点计算。深度调峰期间，综合考虑深度调峰对机组热耗、锅炉热效率、厂用电率、喷氨量等的影响。结合深度调峰摸底试验结果，机组负荷率分别为30%、35%时，深度调峰期间供电标准煤耗分别增加41.7 g/(kW·h)、29.4 g/(kW·h)。按照单台机组每年平均参与深度调峰30 d，每天参与深度调峰5 h计算，1号机组每年参与深度调峰时间为150 h，入厂煤(按标准煤考虑)单价为780元/t，则深度调峰负荷率分别为30%、35%时，燃煤增加成本分别为96.6万元、90.8万元。

根据江苏电网的调峰政策，深度调峰交易采用阶梯式报价，以机组各档负荷率作为一个报价区间，报价随负荷率的降低而增加。负荷率分档及报价上限见表6。

表6 有偿调峰交易价格分档及报价上限

根据江苏电力调峰辅助服务市场运营规则，深度调峰交易按照各档深度调峰电量及对应出清价格进行结算，1号机组全年深度调峰综合收益计算结果见表7。其中，深度调峰电量为火电机组调减出力至有偿调峰基准以下时形成的未发电量，火电机组有偿调峰基准暂定为其额定容量的40%。按有偿调峰交易上限价格来计算，针对1号机组的省煤器流量置换改造方案和烟气旁路方案：在深度调峰负荷率为30%时，其静态投资回收期分别为1.52 a和1.28 a；
在深度调峰负荷率为35%时，其静态投资回收期分别为2.21 a和1.86 a。烟气旁路改造方案经济性略优于烟气流量置换改造方案。

表7 1号机组全年深度调峰综合收益计算结果

为了将锅炉在低负荷下的SCR脱硝系统进口烟气温度提高到脱硝系统要求工作温度，根据机组现有运行条件与摸底试验情况，综合分析设备情况，通过计算对比分析烟气旁路、省煤器流量置换、省煤器分级等技术方案，理论上可行的方案为省煤器流量置换改造方案和烟气旁路改造方案。针对机组情况，综合考虑经济性及运行安全性，最终推荐烟气旁路改造方案。