2×600 MW機組鍋爐寬負荷脫硝改造分析

王 榮,王曉風,王 耀

(1.內蒙古京隆發電有限責任公司，內蒙古 烏蘭察布 012100; (2.新疆油田公司應急搶險救援中心，新疆 克拉瑪依 834000)

近年來，隨著電力市場的改革及全國用電需求持續疲軟，再加上煤價上調、上網電價下調、發電量減少、計劃電量大幅減少、低價交易電量大幅增加，電廠盈利日趨困難，機組深度調峰補償就成了電廠創收的一個重要手段。因此，越來越多的火電廠開始進行機組靈活性改造。目前火電機組靈活性改造成熟的技術路線較多，但需綜合考慮調峰幅度、改造費用、改造工期、現場布置情況、運行成本等因素，從多個技術路線中選擇適合電廠的最優方案。機組深度調峰，低負荷階段脫硝入口煙溫過低會導致脫硝系統退出運行，不能滿足環保排放要求。因此，為實現機組深度調峰，就必須對鍋爐進行相關改造，以保證低負荷時脫硝系統的正常投入及穩定運行。

1 設備概況

京隆發電公司2×600 MW機組于2008年投產，鍋爐為上海鍋爐廠生產的SG-2060/17.5-M915型亞臨界參數、控制循環汽包爐。2013年1號機組脫硝改造時，SCR煙氣脫硝系統在BMCR工況、燃用設計煤種、處理100%煙氣量邊界條件下運行，脫硝入口NOx質量濃度≤400 mg/m3，初期安裝兩層平板式催化劑，脫硝效率≥75%，脫硝出口NOx質量濃度<100 mg/m3進行設計，脫硝投運后反應器入口NOx基本控制在260 mg/m3以下，出口NOx質量濃度在50 mg/m3以下，滿足NOx超低排放要求。

根據設計單位提供資料(見圖1)，脫硝系統達到設計脫硝效率需要的煙氣溫度為290 ℃，但機組負荷低于300 MW時，SCR脫硝入口煙溫已低于290 ℃，基本維持脫硝系統的最低投運煙溫要求。根據實際運行經驗，機組運行時SCR脫硝入口煙溫整體偏低，雖將最低噴氨溫度由285 ℃降至280 ℃，但是受煤種、磨煤機運行方式、季節、環境溫度等影響，機組深度調峰至240 MW負荷時SCR入口煙溫會低于280 ℃，不能滿足SCR脫硝裝置最低連續噴氨溫度的要求，需退出脫硝系統運行，產生環?？己?。深度調峰期間長期壓紅線運行，給脫硝催化劑、空預器換熱元件安全運行帶來巨大隱患。因此，面對電網頻繁深度調峰的要求，也為了掙取更多調峰補償，寬負荷脫硝改造勢在必行。

2 改造方案

為滿足機組深度調峰脫硝系統連續投運(SCR入口煙溫280 ℃以上)的要求，對行業內現有的省煤器簡單水旁路、省煤器分級、省煤器煙氣旁路、鄰爐加熱、省煤器熱水再循環等幾種技術路線進行對比，綜合考慮技術、投資、改造風險、運行成本、現場布置、調峰效果等因素，最終確定了省煤器熱水再循環改造方案。保證機組在30%BMCR及以上負荷工況下，脫硝系統連續投運，SCR脫硝入口煙溫>300 ℃。同時，省煤器出口要求有一定過冷度(懸吊管出口水溫低于對應壓力下飽和溫度10 ℃以上)，防止省煤器內工質發生氣化。

2.1 系統流程

省煤器熱水再循環是將鍋爐大直徑下降管中的爐水通過再循環泵引至主給水管道進口與來自高加的給水混合進入省煤器，提高省煤器入口給水溫度，減少省煤器與尾部煙道煙氣換熱量，以達到提高脫硝入口煙溫的目的。

2.2 施工方案

在鍋爐39 m位置處分別從6根汽包下降管接三通，將集中下降管中的熱水(近于鍋爐汽包壓力下的飽和水)引至Φ508×45 mm熱水循環泵吸入母管，進入新增的再循環泵，由再循環泵提壓后經1根Φ457×40 mm的熱水循環泵出口管道引至鍋爐主給水管道進口，與來自高壓加熱器后的給水混合。再循環泵出入口管道上分別安裝1臺電動閘閥，起隔離系統的作用。再循環流量通過再循環前安裝的1臺電動調節閥來實現調節。在混合集箱出口安裝1臺止回閥防止給水倒流。熱水再循環具體流程如圖2所示。

原鍋爐系統已有3臺爐水循環泵，根據泵的壓頭及系統阻力計算，利用原來系統單臺備用的爐水循環泵熱水再循環方案不能滿足深度調峰的要求，需新增1臺循環泵。

2.3 改造后性能參數(見表1)

3 性能試驗

針對此次省煤器熱水再循環改造，為驗證機組在30%BMCR及以上負荷工況下，SCR脫硝入口煙氣溫度能夠達到300 ℃以上，實現脫硝系統連續投運滿足機組深度調峰的目的，進行不同負荷工況下試驗。試驗期間，1號爐燃用現有煤質，在50%BRL(300 MW)、30%BRL(180 MW)和20%BRL(120 MW)負荷下，通過投運省煤器熱水再循環系統，調整SCR脫硝入口煙溫，各試驗參數見表2、表3。

表2 設計煤種與校核煤種分析

表3 不同工況下系統運行參數

當完成50%BRL工況試驗后，機組繼續降負荷至180 MW以下，鍋爐投運等離子系統穩燃，調節閥開度保持在80%左右，省煤器出口煙溫保持在305 ℃以上。30%BRL、20%BRL負荷工況下，省煤器出口煙溫最低304 ℃，滿足脫硝系統連續投運條件。試驗過程中，省煤器出口工質過冷度保持在20 ℃左右，改造效果明顯，深度調峰時能保證脫硝系統連續投運。

4 結束語

目前各電廠寬負荷脫硝改造成功案例較多，但選擇何種技術方案需綜合考慮改造工期、費用、場地布置、調峰要求等。采用熱水再循環方案實現寬負荷脫硝，其費用低、工期短、效果顯著，能滿足深度調峰期間20%BRL負荷工況脫硝系統連續投運的要求。但深度調峰時投運熱水再循環系統會對鍋爐效率有一定影響，對于已投運機組進行熱水再循環改造，還要注意設備、管道安裝空間、供貨尺寸、供貨時間等不能發生偏差，否則會大大延長改造時間。