摘要

在鍋爐省煤器中添加熱水再循環(huán)系統(tǒng)，并增加鄰機(jī)2號(hào)抽汽管路，將其應(yīng)用于某600MW亞臨界機(jī)組。結(jié)果表明：在30%鍋爐最大連續(xù)出力（BMCR）工況下，泵入熱水再循環(huán)質(zhì)量流量為900t/h，省煤器出口煙氣溫度達(dá)到309.10℃，增幅為30.80K，可達(dá)到脫硝要求；在啟動(dòng)工況下鄰機(jī)蒸汽可將本機(jī)給水溫度從154.22℃提升到194.53℃，省煤器出口煙氣溫度可達(dá)到301.77℃，同樣滿足脫硝要求。

關(guān)鍵詞：熱水再循環(huán)；鄰機(jī)加熱；煙氣溫度；全負(fù)荷脫硝；省煤器

隨著經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展的轉(zhuǎn)型和新能源行業(yè)的進(jìn)步，電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差不斷增大，對(duì)于電網(wǎng)調(diào)峰的需求也逐漸增加。與新能源等電力來源相比，煤電具有較好的調(diào)峰性能，火電機(jī)組尤其是燃煤機(jī)組頻繁啟停和持續(xù)低負(fù)荷運(yùn)行已成為常態(tài)。

目前，燃煤機(jī)組深度調(diào)峰最低負(fù)荷約為30%，當(dāng)燃煤機(jī)組在低負(fù)荷下運(yùn)行時(shí)省煤器出口煙氣溫度降低。同時(shí)，我國燃煤機(jī)組普遍采用選擇性催化還原（SCR）法進(jìn)行煙氣脫硝，如果省煤器出口煙氣溫度降至300℃，即會(huì)低于大部分SCR催化劑最佳反應(yīng)溫度范圍的下限，使催化劑活性降低，造成氨逃逸率提高和NOx排放量超標(biāo)。因此，亟需尋求方案來解決燃煤機(jī)組啟停和持續(xù)低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)省煤器出口煙氣溫度偏低的問題。

魏剛等針對(duì)國投天津北疆電廠低負(fù)荷下對(duì)溫度提升要求不高、工程周期短的實(shí)際情況，選用煙氣旁路方案，以降低煙氣放熱量，使SCR入口煙氣溫度提高15～20K。關(guān)鍵等提出采用省煤器給水旁路方案，以某300MW燃煤電站鍋爐為對(duì)象進(jìn)行多種負(fù)荷下的試驗(yàn)研究。曹建文提出給水旁路+省煤器再循環(huán)方案，與給水旁路方案相比，該方案疊加效果顯著。李沙提出通過省煤器分級(jí)方案改造某電廠600MW機(jī)組，將省煤器受熱面切除33%，發(fā)現(xiàn)在210MW負(fù)荷下SCR入口煙氣溫度提高30K。廖永進(jìn)等分析了在煙氣旁路方案下不同旁路煙氣比例對(duì)于煙氣溫度的調(diào)節(jié)能力。

綜合上述研究發(fā)現(xiàn)，以上技術(shù)方案提升煙氣溫度幅度有限，在極低負(fù)荷區(qū)間和啟動(dòng)過程中仍無法滿足SCR煙氣溫度要求，還會(huì)帶來鍋爐效率降低、漏風(fēng)、積灰、催化劑失效和流場(chǎng)不均勻等不利影響?；诖耍P者提出一種熱水再循環(huán)結(jié)合鄰機(jī)加熱技術(shù)的全負(fù)荷脫硝技術(shù)方案。

1技術(shù)方案

Team Introduction

全負(fù)荷脫硝要求滿足機(jī)組啟動(dòng)過程和超低負(fù)荷工況下省煤器出口煙氣溫度要求。為此，提出一種熱水再循環(huán)+鄰機(jī)加熱技術(shù)方案，方案系統(tǒng)見圖1。其中，熱水再循環(huán)將下降管中工質(zhì)通過循環(huán)泵引至省煤器入口?？紤]系統(tǒng)安全性和匯合集箱位置，熱水再循環(huán)取水點(diǎn)選取在匯合集箱前，循環(huán)工質(zhì)通過汽包后進(jìn)入下降管，在混合集箱混合后由循環(huán)泵泵入省煤器入口集箱，以提高省煤器入口水溫，降低省煤器的吸熱量，從而提高省煤器出口煙氣溫度。通過熱水再循環(huán)可較大幅度地提升煙氣溫度，且系統(tǒng)簡單，改造投資少，對(duì)其他工況的影響也較小。

原機(jī)組運(yùn)行并網(wǎng)時(shí)省煤器出口煙氣溫度約為250℃，遠(yuǎn)遠(yuǎn)無法達(dá)到催化劑活性溫度要求。因此，考慮利用鄰機(jī)蒸汽加熱給水，鄰機(jī)蒸汽熱源通過母管進(jìn)入本機(jī)2號(hào)高壓加熱器，可將主給水溫度提高至190℃以上，疏水進(jìn)入熱水再循環(huán)系統(tǒng)可進(jìn)一步加熱省煤器入口給水。鄰機(jī)加熱系統(tǒng)與熱水再循環(huán)系統(tǒng)結(jié)合使用可滿足提溫需要。

圖1熱水再循環(huán)+鄰機(jī)加熱技術(shù)方案

綜合熱水再循環(huán)和鄰機(jī)加熱，該全負(fù)荷脫硝方案可滿足全負(fù)荷過程中省煤器出口煙氣溫度要求，保證脫硝催化劑的安全運(yùn)行和較高的催化效率。

2熱力計(jì)算過程

Team Introduction

省煤器是典型的對(duì)流受熱面，其換熱方程如下：

省煤器是利用鍋爐尾部煙氣熱量加熱鍋爐給水的設(shè)備，為簡便起見，計(jì)算煙氣放熱量時(shí)引入保熱系數(shù)φ，即認(rèn)為煙氣放熱量Qs等于受熱介質(zhì)水的吸熱量Qw。

煙氣放熱量為：

受熱介質(zhì)水的吸熱量為：

Δt可按對(duì)數(shù)平均溫差來計(jì)算：

將省煤器管子的傳熱系數(shù)看成是多層壁的傳熱系數(shù)k。

由式（2）～式（4）和式（6）聯(lián)立可得省煤器各項(xiàng)換熱參數(shù)。

3工程應(yīng)用分析

Team Introduction

3.1邊界條件

以某600MW亞臨界機(jī)組作為分析案例。如圖2所示，在300MW負(fù)荷下，SCR入口煙氣溫度達(dá)到296.87℃；在250MW負(fù)荷下，SCR入口煙氣溫度為280.31℃；在低負(fù)荷下難以達(dá)到維持脫硝系統(tǒng)煙氣溫度的要求。在500MW負(fù)荷下，SCR入口煙氣溫度為328.65℃；滿負(fù)荷600MW時(shí)，SCR入口煙氣溫度為336.11℃，可以看出，目前SCR入口煙氣溫度整體偏低，機(jī)組存在低負(fù)荷下SCR入口煙氣溫度不能滿足SCR脫硝設(shè)備安全投運(yùn)的問題。

圖2SCR入口煙氣溫度分布

在機(jī)組啟動(dòng)過程中，并網(wǎng)時(shí)省煤器入口給水溫度為154.22℃，省煤器出口煙氣溫度為249.93℃，與SCR反應(yīng)器要求的催化劑最佳反應(yīng)溫度范圍下限（300℃）有較大差距，因此需提高省煤器入口給水溫度。

3.2改造內(nèi)容

熱水再循環(huán)系統(tǒng)主要由熱水再循環(huán)泵、氣動(dòng)閘閥、電動(dòng)調(diào)節(jié)閥、流量測(cè)量裝置、截止止回閥、三通和管道等組成。如圖3所示，熱水再循環(huán)泵電機(jī)的冷卻系統(tǒng)由高壓水管道和低壓水管道組成。熱水再循環(huán)管道一端連接汽包下降管道，另一端連接鍋爐主給水管道。再循環(huán)管道以三通的方式連接下降管，將部分爐水從下降管引入再循環(huán)管道中的混合集箱。熱水再循環(huán)泵將來自爐水再循環(huán)管道上的混合集箱的水加壓后泵出，經(jīng)過出口閥、出口管道和出口管道上的氣動(dòng)閘閥、氣動(dòng)調(diào)節(jié)閥和截止止回閥，以三通的方式進(jìn)入主給水管道。該系統(tǒng)為泵設(shè)置小流量管道，在主給水管道接入點(diǎn)的上游設(shè)置新的截止止回閥。

圖3現(xiàn)場(chǎng)改造示例

鄰機(jī)加熱改造需在機(jī)組之間增加抽汽供熱母管，供熱母管上需設(shè)置1個(gè)壓力測(cè)點(diǎn)和1個(gè)溫度測(cè)點(diǎn)接入機(jī)組集散控制系統(tǒng)（DCS），以調(diào)節(jié)供熱母管壓力和溫度。另外，需分別從兩機(jī)組再熱器冷段至輔汽聯(lián)箱的管路上引出蒸汽管道至母管，為保證機(jī)組安全運(yùn)行，在蒸汽管道上分別安裝帶氣動(dòng)執(zhí)行機(jī)構(gòu)的截止止回閥和氣動(dòng)閘閥。在母管上分別引出蒸汽管道接至原機(jī)組的2號(hào)高壓加熱器抽汽管道，在引出的蒸汽管道上分別安裝電動(dòng)調(diào)節(jié)閥和手動(dòng)閘閥，用于調(diào)節(jié)進(jìn)入2號(hào)高壓加熱器的蒸汽量，從而控制省煤器入口給水溫度。

3.3改造效果分析

從表1可以看出，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷處于50%熱耗率驗(yàn)收工況（THA工況）時(shí)，如果熱水再循環(huán)質(zhì)量流量qm，h為320t/h，省煤器懸吊管出口溫度為296℃，距離懸吊管汽化溫度仍有28K的溫差，省煤器出口煙氣溫度可達(dá)到310.82℃，省煤器煙氣溫度提升13.95K，排煙溫度增幅為5.34K。在50%THA工況下懸吊管的安全性可以得到保證。在30%鍋爐最大連續(xù)出力工況（BMCR工況）下，如果熱水再循環(huán)質(zhì)量流量為900t/h，省煤器出口煙氣溫度可達(dá)309.10℃，省煤器出口煙氣溫度增。

表1在低負(fù)荷下改造前后參數(shù)變化

幅為30.8K，在保證懸吊管安全溫度的條件下，排煙溫度最大增幅為10.6K，說明提溫效果較好。

在啟動(dòng)過程中加熱熱源的選取原則是保證加熱器換熱性能的同時(shí)兼顧蒸汽的經(jīng)濟(jì)性。對(duì)比機(jī)組的各級(jí)抽汽參數(shù)，選取鄰機(jī)2號(hào)高壓加熱器抽汽作為鄰機(jī)加熱啟動(dòng)方案的加熱熱源，進(jìn)行計(jì)算分析。

從表2可以看出，在啟動(dòng)過程中采用鄰機(jī)2號(hào)抽汽進(jìn)行加熱給水，抽汽質(zhì)量流量約為22t/h。采用鄰機(jī)2號(hào)抽汽作為加熱熱源，當(dāng)鄰機(jī)負(fù)荷發(fā)生變化時(shí)，由于抽汽質(zhì)量流量較小，不會(huì)引起汽輪機(jī)推力超限，保證了鄰機(jī)的安全運(yùn)行。

利用鄰機(jī)蒸汽將給水溫度從154.22℃提高至194.53℃，如表3所示。結(jié)合熱水再循環(huán)技術(shù)可將省煤器出口煙氣溫度從249.93℃提高至301.77℃，滿足了SCR脫硝煙氣溫度要求。

3.4改造效果對(duì)比

選取熱水再循環(huán)、煙氣旁路和省煤器分級(jí)3種方案，比較了50%THA和30%BMCR2個(gè)典型工況下的改造效果。如圖4所示，在50%THA工況下，改造前省煤器出口煙氣溫度為296.87℃，陰影部分表示省煤器出口煙氣溫度增幅。通過不同改造方案均能將煙氣溫度提升至300℃以上，其中采用熱水再循環(huán)質(zhì)量流量為320t/h、旁路煙氣比例η為12.5%和省煤器分級(jí)方案時(shí)效果較好。

表2鄰機(jī)2號(hào)抽汽參數(shù)

表3在全負(fù)荷和啟動(dòng)工況下改造前后參數(shù)變化

圖4在50%THA工況下省煤器出口煙氣溫度對(duì)比

如圖5所示，在30%BMCR工況下，改造前省煤器出口煙氣溫度為278.3℃，需將熱水再循環(huán)質(zhì)量流量增大至450t/h才能較好維持省煤器出口水溫，如果采用煙氣旁路方案需將旁路煙氣比例增大至17%以上才維持較好的提溫效果。

圖5在30%BMCR工況下省煤器出口煙氣溫度對(duì)比

提高省煤器出口煙氣溫度會(huì)不同程度導(dǎo)致排煙溫度提升，影響鍋爐效率。如圖6所示，在30%BMCR工況下，為滿足省煤器出口煙氣溫度要求，需將旁路煙氣比例增大至17%，此時(shí)鍋爐效率降低0.599%，如果旁路煙氣比例為22%，則鍋爐效率降低0.768%，對(duì)機(jī)組效率影響較大，且煙氣旁路改造工程復(fù)雜，高負(fù)荷下易漏風(fēng)，低負(fù)荷下會(huì)造成流場(chǎng)不均勻，因此不推薦煙氣旁路方案。

圖6不同工況下鍋爐效率降幅對(duì)比

熱水再循環(huán)方案通過設(shè)置熱水再循環(huán)質(zhì)量流量為450t/h，省煤器出口煙氣溫度可達(dá)到300℃，滿足低負(fù)荷脫硝的要求，此時(shí)鍋爐效率降幅為0.141%，對(duì)鍋爐經(jīng)濟(jì)性的影響較小，且方案成熟，投資價(jià)格適中，性能和壽命均有保證。省煤器分級(jí)方案不會(huì)對(duì)鍋爐經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生影響，在低負(fù)荷以及并網(wǎng)時(shí)刻均能保證省煤器出口煙氣溫度達(dá)到300℃，但其改造費(fèi)用過高，施工周期較長，在不對(duì)機(jī)組進(jìn)行綜合升級(jí)改造的情況下，不推薦省煤器分級(jí)方案。

3.5改造經(jīng)濟(jì)性分析

3.5.1改造投資

如表4所示，熱水再循環(huán)改造投資費(fèi)用為1100萬元。鄰機(jī)加熱改造費(fèi)用為165萬元，總投資為1265萬元。

表4熱水再循環(huán)投資費(fèi)用 萬元

3.5.2效益分析

熱水再循環(huán)和鄰機(jī)加熱系統(tǒng)改造收益包括脫硝電價(jià)補(bǔ)貼、NOx排污費(fèi)減少部分、NOx超標(biāo)排放罰款規(guī)避和啟動(dòng)時(shí)間減少的收益4部分。其中，脫硝電價(jià)補(bǔ)貼按機(jī)組50%THA計(jì)，根據(jù)邊界條件可知，在該負(fù)荷段運(yùn)行時(shí)間為1510.8h，脫硝電價(jià)補(bǔ)貼按凈利潤0.5分/（kW·h）（脫硝補(bǔ)貼電價(jià)1分/（kW·h），扣除液氨、控制等成本0.5分/（kW·h）計(jì)，則每年可獲得的脫硝電價(jià)補(bǔ)貼為226.6萬元。按照改造前脫硝投入率為90%、脫硝效率為78%核算，24億kW·h發(fā)電量約排放NOx質(zhì)量為960t，改造后脫硝投入率可提高5%左右，上海NOx排放費(fèi)為1.26元/kg，則排污費(fèi)可減少6.72萬元。本改造方案實(shí)施后每年可規(guī)避NOx超標(biāo)排放罰款為50萬元。據(jù)調(diào)研，將機(jī)組投入商業(yè)運(yùn)營后，2臺(tái)機(jī)組每年冷態(tài)啟動(dòng)8次。如表5所示，采用鍋爐鄰機(jī)加熱啟動(dòng)技術(shù)后，省油質(zhì)量為24t，省標(biāo)準(zhǔn)煤質(zhì)量為194t，節(jié)約費(fèi)用總和為327800元。冷態(tài)啟動(dòng)以蒸汽暖爐替代油槍和燃煤暖爐，延遲風(fēng)機(jī)啟動(dòng)3h以上，每次啟動(dòng)節(jié)約廠用電為35664kW·h，費(fèi)用約為1.07萬元，總減少成本為33.85萬元。

熱水再循環(huán)和鄰機(jī)加熱系統(tǒng)改造損失包括鍋爐效率降低和汽機(jī)抽汽帶來的經(jīng)濟(jì)性影響2部分。其中，鍋爐效率降低0.29%，發(fā)電煤耗提高0.56g/（kW·h），本機(jī)組24億kW·h發(fā)電量需多消耗標(biāo)準(zhǔn)煤1344t，折合成本為94.08萬元。汽機(jī)抽汽質(zhì)量流量為22t/h，增加煤耗為17.7t/h，需增加成本為29.74萬元。

3.5.3投資回報(bào)

熱水再循環(huán)和鄰機(jī)加熱系統(tǒng)改造總成本為1265萬元，年收益為193.35萬元，靜態(tài)投資回收期為6.54a。

表5鄰機(jī)加熱改造前后參數(shù)對(duì)比

4結(jié)論

Team Introduction

（1）采用熱水再循環(huán)系統(tǒng)和鄰機(jī)加熱系統(tǒng)均可提高給水溫度，從而降低省煤器吸熱量，提高省煤器出口煙氣溫度，可滿足SCR反應(yīng)器催化劑溫度要求。

（2）采用熱水再循環(huán)結(jié)合鄰機(jī)加熱方案有利于機(jī)組快速啟動(dòng)，省煤器出口煙氣溫度增幅較大，且在低負(fù)荷下能顯著提高省煤器出口煙氣溫度，鍋爐效率降幅僅為0.58%，對(duì)鍋爐經(jīng)濟(jì)性影響較小，此方案投資改造簡單，應(yīng)用成熟，性能和壽命均有保證。

（3）將熱水再循環(huán)結(jié)合鄰機(jī)加熱方案應(yīng)用到某600MW亞臨界機(jī)組，改造總成本為1265萬元，年收益為193.35萬元，靜態(tài)投資回收期為6.54a。