700MW燃煤機(jī)組SCR運(yùn)行適應(yīng)性改造分析

金偉韌，陳斌源 (.廣東省粵電集團(tuán)有限公司珠海發(fā)電廠，廣東 珠海 59050；.廣東省粵電集團(tuán)有限公司，廣東 廣州 50630)

1 脫硝系統(tǒng)概況

珠海電廠2×700MW燃煤機(jī)組采用亞臨界強(qiáng)制循環(huán)汽包鍋爐，單爐膛四角切圓燃燒，煙氣脫硝系統(tǒng)是應(yīng)環(huán)保需求后續(xù)加建，脫硝工藝采用目前燃煤機(jī)組普遍采用的選擇性催化還原法。SCR系統(tǒng)采用高含塵工藝，SCR反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器和空預(yù)器之間。催化劑采用活性TiO2為主要載體，添加V2O5和WO3等活性成分，催化劑安裝層數(shù)按2+1模式布置。設(shè)計處理煙氣能力為100%，脫硝效率不低于80%。在鍋爐正常運(yùn)行條件下，如需停運(yùn)脫硝反應(yīng)，停止噴氨即可，期間允許鍋爐煙氣穿過催化劑，脫硝系統(tǒng)不設(shè)置SCR反應(yīng)器煙氣大旁路。

2 存在的問題

2.1 催化劑工作溫度

SCR催化劑的工作溫度有比較嚴(yán)格的要求，高、低溫均有明確的限制。溫度過高會引起催化劑表面燒結(jié)，部分活性成分損失，進(jìn)而使催化劑活性降低[1]。根據(jù)產(chǎn)品特性，運(yùn)行中SCR入口煙氣溫度不允許超過427℃，如果超過這個溫度會造成催化劑永久性失效。溫度過低會影響催化劑的活性，如果低于300℃，在同一催化劑的作用下，SCR還會副反應(yīng)生成硫酸氫銨，這是一種粘性強(qiáng)并具有腐蝕性的物質(zhì)，易粘結(jié)在催化劑表面并堵塞孔隙，降低催化劑活性，并對下游鍋爐尾部的受熱面造成腐蝕和堵塞，影響鍋爐運(yùn)行[2]。為保護(hù)催化劑和鍋爐尾部受熱面，珠海電廠SCR技術(shù)規(guī)范規(guī)定煙氣溫度在326～420℃之間時允許連續(xù)噴射氨氣進(jìn)行脫硝反應(yīng)；當(dāng)反應(yīng)器內(nèi)煙氣的溫度降到低于最低連續(xù)噴氨運(yùn)行溫度(326℃)但高于316℃時，則應(yīng)控制噴氨時間，連續(xù)噴氨時間不應(yīng)超過12h；當(dāng)煙氣溫度低于噴氨溫度(316℃)時，應(yīng)停止噴氨。

2.2 煙溫和負(fù)荷的關(guān)系

表1為鍋爐省煤器出口煙溫和機(jī)組負(fù)荷的對應(yīng)關(guān)系，此處為燃用設(shè)計煤種時的典型工況下參數(shù)。

表1 省煤器出口煙溫

負(fù)荷(ECR)/%255075100煙溫/℃264306339359

可見機(jī)組負(fù)荷低于70%左右(隨著燃煤品種變化和磨煤機(jī)運(yùn)行不同組合以及燃燒調(diào)整會有5%左右的變動幅度)SCR入口煙溫便不能滿足連續(xù)噴氨的需求，須退出脫硝反應(yīng)。

根據(jù)機(jī)組特性和電網(wǎng)需求，珠海電廠700MW機(jī)組運(yùn)行調(diào)節(jié)區(qū)間為300MW～700MW，隨著電網(wǎng)配置的不斷優(yōu)化，調(diào)峰的需要以及為電網(wǎng)安全考慮發(fā)電側(cè)旋轉(zhuǎn)備用容量增加，以及受經(jīng)濟(jì)形勢的影響，燃煤機(jī)組的負(fù)荷率下降，低負(fù)荷時間比例大幅增加，機(jī)組不能長期保持高負(fù)荷，省煤器出口煙溫達(dá)不到脫硝反應(yīng)所要求的高于316℃，SCR不能投入正常反應(yīng)，脫硝裝置利用率低。

為提高SCR煙氣脫硝系統(tǒng)的投運(yùn)率，不因為調(diào)峰和負(fù)荷率的原因影響脫硝系統(tǒng)的投入，達(dá)到預(yù)期的環(huán)保目標(biāo)，必須通過改造來改善SCR裝置的運(yùn)行適應(yīng)性。從脫硝反應(yīng)條件和催化劑特性考慮，直接的改造方向是提高SCR入口煙氣溫度，從工藝流程和系統(tǒng)特性出發(fā)，有增設(shè)省煤器給水旁路和省煤器煙氣旁路兩種途徑。

3 方案與討論

3.1 省煤器給水旁路

增設(shè)省煤器給水旁路(見圖1)，目的在于在機(jī)組低負(fù)荷階段，使一部分鍋爐給水從省煤器入口經(jīng)省煤器給水旁路閥直接到省煤器出口，減少省煤器的冷卻流量，在省煤器進(jìn)口煙氣溫度Tg1和進(jìn)口給水溫度Tw2不變的前提下，提高省煤器出口(SCR入口)煙氣溫度Tg2。

圖1 省煤器給水旁路

鍋爐煙氣和給水流經(jīng)省煤器及旁路過程中，煙氣側(cè)釋放熱量計算式如下：

Qg=Wg×Cpg×(Tg1-Tg2)=Wg×(Hg1-Hg2)

式中：Wg為煙氣流量；Tg為煙氣溫度；Cpg為煙氣比熱；Hg為煙氣熱焓。

給水側(cè)吸收熱量計算式為：

Qw=Ww×Cpw×(Tw1-Tw2)=Ww×(Hw1-Hw2)

式中：Ww為給水流量；Tw為給水溫度；Cpw為給水比熱；Hw為給水熱焓。

省煤器管道換熱量計算式為：

Qt=K×Hs×LMTD

式中：K為省煤器傳熱系統(tǒng)；Hs為省煤器換熱面積。LMTD為對數(shù)平均溫差，即鍋爐給水和高溫?zé)煔庠谑∶浩髦袀鳠徇^程溫差的積分平均值。

以上Qg=Qw=Qt，且Tg1和Tw2在穩(wěn)定負(fù)荷下不受省煤器給水旁路狀態(tài)的影響，保持不變。

圖2為省煤器熱交換的熱平衡圖。

圖 2 省煤器熱平衡示意

增設(shè)省煤器給水旁路雖然能提高SCR入口煙溫Tg2且涉及的工程量小，但改造同時也會造成省煤器出口給水溫度Tw1上升，如果出現(xiàn)Tw1高于給水壓力下飽和溫度，省煤器出口給水會發(fā)生汽化，再混合經(jīng)給水旁路流入的低溫給水，會發(fā)生嚴(yán)重的水錘效應(yīng)，危及設(shè)備安全，這在系統(tǒng)設(shè)計上是必須杜絕的。此改造方案是否可行必須分析給水旁路是否能提高SCR入口煙溫到316℃以上而不發(fā)生水錘效應(yīng)。以350MW(CDEF磨煤機(jī)運(yùn)行)典型工況為例，表2所示為350MW省煤器無給水旁路狀態(tài)下的工質(zhì)溫度。

表2 省煤器工質(zhì)溫度

項 目入口/℃出口/℃給水側(cè)244315煙氣側(cè)497305

此時爐內(nèi)煙氣流量1510t/h，省煤器入口給水流量779.8t/h，給水壓力為11.97MPa，此壓力下其對應(yīng)飽和溫度Tc=325℃。假設(shè)加裝省煤器給水旁路閥，并通過該閥調(diào)節(jié)SCR入口煙氣溫度Tg2，計算可得：當(dāng)省煤器給水旁路閥流量為總給水流量的約15%的時候，省煤器出口水溫Tw1=325℃(飽和溫度)，省煤器出口(SCR入口)煙溫Tg2=308℃，尚未達(dá)到SCR入口煙氣要求的最低溫度316℃，由于省煤器出口水溫Tw1已經(jīng)達(dá)到飽和溫度，為避免水錘效應(yīng)，給水旁路閥在此工況點達(dá)到調(diào)整能力上限。由此典型工況分析可得出，省煤器給水旁路閥改造方案不可行。

3.2 省煤器煙氣旁路

增設(shè)省煤器煙氣旁路，是在省煤器的入口煙道處增設(shè)煙氣旁路擋板，從省煤器入口引一部分煙氣不經(jīng)省煤器冷卻，通過旁路的熱煙氣和經(jīng)過省煤器的出口冷煙氣混合，再進(jìn)入SCR的反應(yīng)器中[3-5]。在機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行期間，省煤器出口煙氣溫度下降，這時可以采用開啟省煤器旁路來提升SCR入口煙氣溫度。爐內(nèi)煙氣不存在工質(zhì)相變的問題，冷熱煙氣混合沒有直接的安全隱患。從這方面講以此來提高燃煤機(jī)組SCR運(yùn)行適應(yīng)性的改造方案是可行的。省煤器增設(shè)煙氣旁路示意見圖3。

圖3 省煤器增設(shè)煙氣旁路示意

根據(jù)鍋爐在低負(fù)荷期間省煤器的進(jìn)出口煙氣溫度差可以確定煙氣旁路擋板流通量，旁路擋板根據(jù)SCR入口溫度來調(diào)節(jié)冷熱煙氣的比例，保證溫度不低于噴氨許可最低溫度。為降低鍋爐高負(fù)荷期間由于旁路調(diào)節(jié)擋板泄漏造成的熱損失，可考慮在調(diào)節(jié)擋板下游增設(shè)隔離擋板。為提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)煙溫的靈活性，省煤器煙氣旁路系統(tǒng)設(shè)計還可考慮在省煤器出口煙氣側(cè)安裝主擋板(如圖3所示)，在機(jī)組負(fù)荷變動過程中，由旁路擋板和主擋板聯(lián)合調(diào)節(jié)SCR入口煙溫，保證脫硝反應(yīng)的正常連續(xù)投運(yùn)。

以珠海電廠700MW燃煤機(jī)組設(shè)計工況為例，省煤器煙氣旁路擋板調(diào)整策略設(shè)計如圖4所示。

圖4 省煤器煙氣旁路調(diào)整策略示意

當(dāng)鍋爐負(fù)荷降低，煙氣的溫度越低，通過調(diào)節(jié)省煤器煙氣旁路擋板和出口主擋板，流經(jīng)旁路的熱煙氣就越多。主擋板和旁路擋板控制原則是保證各負(fù)荷下SCR入口煙溫不低于316℃。圖4所示，AF為省煤器煙氣旁路擋板全關(guān)、主旁路擋板全開時SCR入口溫度線。A-B-C-D線為旁路擋板和主擋板參與調(diào)節(jié)的SCR入口煙溫控制線?？刂瞥绦蛉缦拢?/p>

(1)AB區(qū)域：機(jī)組負(fù)荷高于70%，主擋板全開，旁路調(diào)節(jié)擋板全關(guān)；SCR入口溫度高于316℃。

(2)BC區(qū)域：機(jī)組負(fù)荷在45%～70%區(qū)間，旁路調(diào)節(jié)擋板開始開啟，跟隨機(jī)組負(fù)荷變化控制SCR入口煙溫不低于316℃直至全開；

(3)CD區(qū)域：機(jī)組負(fù)荷低于45%，煙氣旁路調(diào)節(jié)擋板全開后如還不能滿足SCR入口最低煙溫的要求，可繼續(xù)關(guān)小主擋板開度，改變SCR入口冷熱煙氣的流量分配，以保證脫硝投運(yùn)的最低溫度。

以上SCR入口煙氣溫度的控制措施可基本覆蓋機(jī)組正常運(yùn)行過程調(diào)峰范圍，維持SCR入口煙溫不低于316℃，保證脫硝系統(tǒng)連續(xù)運(yùn)行。

雖然增設(shè)省煤器煙氣旁路來提高SCR運(yùn)行適應(yīng)性的方案在技術(shù)上可行，但在改造過程中必須注意以下事項：

(1)旁路擋板選型應(yīng)注意密封性和除灰功能，除了防止飛灰的沉積和硬化，影響調(diào)節(jié)效果或擋板開閉不靈外，還要關(guān)注擋板的熱變形和防磨損，那將會導(dǎo)致旁路擋板泄漏造成鍋爐多余的熱損失。

(2)煙氣旁路容量不宜過高，選擇總煙氣量的10%～15%為宜。流經(jīng)旁路的高溫?zé)煔馐紫仁且ＷC煙溫調(diào)節(jié)的效果，另外防止一旦發(fā)生煙氣旁路擋板泄漏的時候，不會導(dǎo)致過多的省煤器入口高溫?zé)煔馔ㄟ^旁路直接進(jìn)入SCR反應(yīng)器，使得SCR入口煙溫高于420℃成為可能，引發(fā)SCR入口煙溫過高的隱患，造成催化劑燒結(jié)而導(dǎo)致活性降低，這是不能通過催化劑再生的方式所能恢復(fù)的。

(3)省煤器出口主擋板作為調(diào)節(jié)擋板可提高SCR入口溫度調(diào)節(jié)的靈活性，但如果誤關(guān)閉會對鍋爐爐膛負(fù)壓等主要參數(shù)造成很大的影響，危及機(jī)組的正常運(yùn)行，所以在控制機(jī)構(gòu)的選型上防止誤關(guān)閉外，也可以考慮設(shè)置最小開度的限制，保證安全運(yùn)行。在調(diào)節(jié)過程中也要特別關(guān)注爐膛負(fù)壓和送引風(fēng)機(jī)動葉開度和電流的變化。

(4)冷熱煙氣在主煙道內(nèi)容易生成分層，造成SCR催化劑表面溫度分布不均。為改善混合效果，可考慮在省煤器出口主煙道內(nèi)增設(shè)導(dǎo)流板或采用插入式省煤器旁路煙道來改善SCR反應(yīng)器內(nèi)溫度場分布均勻性[6]。

4 結(jié)語

(1)高溫高塵布置的SCR是目前燃煤電廠脫硝建設(shè)采用最廣泛的工藝流程，但同時也普遍存在機(jī)組低負(fù)荷工況下運(yùn)行適應(yīng)性不高，由于煙溫過低而不能進(jìn)行噴氨反應(yīng)的缺點。

(2)由于給水的溫度變化后存在相變的特性，冷熱工質(zhì)混合容易造成水錘效應(yīng)，所以通過增設(shè)省煤器給水旁路的改造方案不可行，尤其是針對給水壓力較低的亞臨界機(jī)組不適用。

(3)加裝省煤器煙氣旁路是一個可行性較強(qiáng)的改造方案，可大幅度提高SCR運(yùn)行的適應(yīng)性，可保證在機(jī)組深度調(diào)峰在內(nèi)的正常運(yùn)行工況下連續(xù)投運(yùn)噴氨進(jìn)行脫硝反應(yīng)，大大提高脫硝系統(tǒng)的利用率。但在設(shè)備選型和調(diào)整策略上需要對潛在的風(fēng)險進(jìn)行評估和改良。

(4)省煤器煙氣旁路的加建改造不可避免的會造成鍋爐效率的降低，根據(jù)不同工況鍋爐效率降低幅度在0.3%～0.5%左右。

[1]趙宗讓.電廠鍋爐SCR煙氣脫硝系統(tǒng)設(shè)計優(yōu)化[J].中國電力,2005,(11):69-72.

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[3]張 潔,張 楊.燃煤電站SCR煙氣脫硝工程技術(shù)關(guān)鍵問題研究[J].電力科技與環(huán)保,2011,27(2):38-41.

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[6]韓 升.燃煤電廠SCR反應(yīng)裝置數(shù)值模擬及優(yōu)化研究[D].南京:南京理工大學(xué).2010.