宽负荷SCR脱硝系统的全负荷拓展技术探索

马 云， 陆逢莳

(江苏利电能源集团， 江苏无锡 214444)

随着国家氮氧化物(NOx)排放政策标准日趋严格，火电机组全工况脱硝运行(锅炉点火开始就投入脱硝系统运行)势在必行。现阶段脱硝系统运行面临的主要问题是在锅炉的低负荷阶段燃烧强度低，烟气流量少且温度较低，常规选择性催化还原(SCR)脱硝催化剂由于受温度限制难以适用(广泛采用的催化剂适用烟气温度为320～420 ℃)，且偏离这个温度区间脱硝效率下降也较大[1]。脱硝系统投入率受负荷影响较大，因此必须采取措施改变省煤器的吸热量或者扩大SCR脱硝反应器允许运行温度范围。

目前国内广泛采用的宽负荷脱硝技术有两种：一是通过改造锅炉热力系统提高低负荷阶段SCR脱硝反应器入口烟温；二是采用宽温催化剂，提高催化剂低温活性。通过这两种方式可以拓宽脱硝系统的投入负荷，甚至有可能实现全负荷投入(并网前即投入)。改造热力系统主要是以下几种方式或者几种方式的组合：

(1) 增加省煤器烟道旁路，通过调整烟气挡板的方式减少省煤器水吸热量使SCR脱硝反应器入口烟温提升。

(2) 增加省煤器水旁路，使部分给水直接进入水冷壁，减少给水在省煤器中吸热。

(3) 增加省煤器再循环水路。

(4) 省煤器分级设置。将原省煤器分为两级，一级留在SCR催化剂前，另一级放在SCR催化剂后。

(5) 回热抽汽给水加热(增加0号高压加热器)。在原高压加热器给水流程后增加一个0号高压加热器，用公用蒸汽加热，以提高给水温度，从而增加省煤器出口烟气温度[2]。

(6) 尾部烟道燃气补燃。在尾部烟道采用燃气生产高温烟气，提高SCR脱硝反应器入口烟气温度。

目前的研究目标是脱硝系统从锅炉点火初期到机组并网以及在低负荷的情况下的全工况运行。通过以上解决方案能拓宽脱硝系统运行负荷范围，但是由于催化剂技术短时间无法解决温度限制问题，因此仍然无法实现脱硝系统全工况运行。笔者介绍了通过控制宽负荷脱硝系统的运行方式进一步拓宽脱硝系统运行负荷范围，实现并网前投脱硝，即全负荷脱硝运行。

1 机组概况

1.1 锅炉及宽负荷脱硝

该机组锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、四角切圆燃烧方式、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构∏形锅炉。每台锅炉配置2个SCR脱硝反应器，每个反应器设置2层初始催化剂层和2层预留催化剂层。SCR脱硝反应器入口烟温最低要求为295 ℃，烟囱出口NOx质量浓度应小于50 mg/m3。该锅炉采用了增加省煤器水旁路和增加省煤器再循环水路相结合的方式进行宽负荷脱硝系统改造(见图1)。

图1 省煤器水旁路和省煤器水再循环

该宽负荷脱硝系统在195～300 MW条件下能够连续安全运行，不对其他设备造成不利影响，不影响机组负荷、锅炉金属寿命。由于改造的系统最终目的是通过调节SCR脱硝反应器入口烟温控制脱硝系统投入负荷，所以并不会对SCR脱硝催化剂性能和寿命产生影响。

1.2 省煤器

在锅炉的后烟井低温再热器下面，有3组省煤器管采用光管蛇形管，顺列排列，与烟气成逆流布置。省煤器管材料组成为SA-210C，组成167片受热面，每片受热面由3根并联蛇形管套管组成，共计有501根管子。省煤器管横向节距为101.6 mm。省煤器由吊杆和管夹支吊分别承载于3个省煤器中间集箱下，分3列悬吊，每列再通过省煤器中间集箱上的55根悬吊管悬吊承载，悬吊管直径为63.5 mm、壁厚为13.22 mm，共165根，材料为SA-210C(金属最高温限为454 ℃)，悬吊管内的介质来自省煤器。

2 宽负荷脱硝系统的全负荷拓展试验

2.1 试验要求

由于宽负荷脱硝系统可以工作在195～300 MW，设想通过进一步控制使得并网前SCR脱硝反应器入口烟温达到脱硝投入限值，因此考虑进行全负荷脱硝试验。实现全负荷脱硝的前提要求是避免发生以下情况：(1)省煤器流量的降低必将使省煤器出水温度提高，过冷度下降，甚至有可能超过饱和温度，使传热恶化、水动力失稳，就地管道发生振动造成设备损坏、人员伤亡；(2)省煤器管道金属温度超过允许值，引起受热面损坏、泄漏。整个过程的关键技术是锅水循环泵(简称锅水泵)流量调节阀和锅水泵出水调节阀控制省煤器再循环流量，同时通过省煤器水旁路调节阀控制省煤器旁路流量。

2.2 试验过程

2.2.1 锅炉升温升压阶段

锅炉升温升压阶段的参数变化见图2。省煤器质量流量调整至330 t/h左右，SCR脱硝反应器入口烟温上升速率比改造前启动过程明显加快，随着锅炉热负荷的增加，省煤器过冷度也逐渐下降，当煤质量流量加至18 t/h时，省煤器过冷度降至0 K左右。

图2 锅炉升温升压阶段参数变化图

2.2.2 汽轮机冲转至3 000 r/min阶段

汽轮机冲转至3 000 r/min阶段的参数变化见图3。汽轮机冲转前SCR脱硝反应器入口烟温为270 ℃左右，汽轮机转速为3 000 r/min时SCR脱硝反应器入口烟温达300 ℃，省煤器质量流量在340 t/h左右，但省煤器出水过冷度仍然维持在0 K左右，并一度出现负值的情况。为避免省煤器出水过冷度继续下降，维持省煤器的安全运行，继续增加煤量同时增加省煤器入口质量流量至450 t/h，调整旁路提高主蒸汽压力。另外将省煤器水旁路投入，用来维持SCR脱硝反应器入口烟温不下降，同时通过高压加热器滑启提高给水温度。采取以上措施后，省煤器出水过冷度仅提高了1～2 K，SCR脱硝反应器入口烟温仍然下降了3.5 K左右。汽轮机冲转至3 000 r/min时，在以上所有措施配合执行完成的情况下，最终通过宽负荷脱硝系统使得SCR脱硝反应器入口烟温较改造前有了明显的提升，并网前SCR脱硝反应器入口烟温达到了脱硝系统最低投入温度(295 ℃)，进而投入了脱硝系统运行。脱硝系统投入后，将喷氨总质量流量快速增加至150 kg/h以上，先将烟囱出口NOx质量浓度降下来以满足环保考核要求。

图3 汽轮机冲转至3 000 r/min阶段的参数变化图

2.2.3 机组并网后带初始负荷阶段

机组并网后带初始负荷阶段的参数变化见图4。机组并网后，由于蒸汽流量快速增加，给水流量也短时快速上升，省煤器出水过冷度随之快速增加，SCR脱硝反应器入口烟温短时上升后进入持续下跌趋势，因并网前已投入脱硝系统，为避免SCR脱硝反应器入口烟温下降至脱硝系统跳闸条件以下，采取开大锅水泵流量调节阀以降低省煤器入口流量，调整燃烧器摆角及配风，快速升负荷等措施来维持SCR脱硝反应器入口烟温在合适的范围内。

图4 并网带初始负荷阶段的参数变化图

并网后初始负荷(60 MW)暖机时，给水质量流量为460 t/h，进行给水100%阀和给水30%阀(即给水大小阀)切换(见图5)，这时省煤器水旁路调节阀全开，当给水大阀开启时，由于失去原来给水小阀的通流阻力，省煤器水旁路质量流量由150 t/h降至0。失去了省煤器水旁路的作用，SCR脱硝反应器入口烟温呈现下降趋势，使得SCR脱硝反应器入口烟温最低降至296 ℃左右。

图5 并网后进行给水大小阀切换时的参数变化图

2.2.4 锅炉湿态转干态阶段

机组负荷为250 MW左右时锅炉由湿态转为干态，其参数变化见图6。给水质量流量为850 t/h左右时锅炉自然过渡到干态。从启动数据分析，此时的燃料量较以前同等负荷偏大，实际锅炉热负荷已提前达到干态的工况。锅炉转至干态后，SCR脱硝反应器入口烟温已升高至315 ℃左右。

图6 锅炉湿态转换为干态时的参数变化图

3 全负荷脱硝对现有系统的影响

因为省煤器材料SA-210C金属最高温限为454 ℃，启动过程首先应该保证金属不超温，其次是工质流动过程中水动力稳定，在省煤器中避免气水两相流。

根据锅炉说明书中保证技术参数表，省煤器进口最高烟气温度在锅炉50%额定负荷的工况下才会超过省煤器金属最高温限达到459 ℃。因此，省煤器在50%额定负荷的工况以下金属不存在超温风险，即在这次机组启动初期省煤器金属并不会超温。

在整个机组启动过程中，锅水泵启动后省煤器质量流量都不低于330 t/h，通过就地听诊也并未有发现振动和其他异常现象，含有少量饱和蒸汽的饱和水并不影响省煤器的运行安全。

由于最易超温的部位是省煤器的垂直悬吊管，因此在该部位增加了55个壁温测点。为了验证省煤器安全又进行2次相同启动试验。全负荷脱硝模式进行机组启动时关注省煤器垂直悬吊管的壁温测点是否超温，如果有超温的迹象应及时调整各部位的流量分配，保证省煤器垂直悬吊管金属安全。据3次启动发现按照该启动方式省煤器垂直悬吊管壁最高接近345 ℃。

根据1次宽负荷脱硝改造前的机组启动和3次全负荷脱硝方式的机组启动情况，分别以给水流量为基准建立排烟温度、SCR脱硝反应器入口烟温和SCR脱硝反应器出口NOx质量浓度柱形图(见图7～图9)。

图7 SCR脱硝反应器入口烟温

图8 SCR脱硝反应器出口NOx质量浓度

图9 排烟温度

由图7～图9可以看出：使用全负荷脱硝系统启动机组，相同给水质量流量的情况下，SCR脱硝反应器入口烟温提升明显(约有15 K的提升)；(并网后)给水质量流量300 t/h以后，SCR脱硝反应器出口NOx质量浓度明显降低；排烟温度略有上升，最大上升了约10 K。锅炉从启动至50%额定负荷过程一般为20 h左右，这个过程对于长期运行锅炉经济性影响比较微弱。从2017年开始至今，该机组已经采用全负荷脱硝模式启动多次，机组各个系统和主要设备运行正常，锅炉本体系统也并无发生金属超温和泄漏等异常情况，脱硝系统工作正常，脱硝效率并无下降。因此，可以证明使用宽负荷脱硝系统进行的全负荷脱硝方式机组启动是可行的。

4 结语

该650 MW机组采用省煤器水旁路和省煤器水再循环相结合的宽负荷脱硝改造之后将脱硝系统投入的最低负荷从300 MW降低到195MW。通过优化该系统的控制方式：在机组启动过程中，通过控制省煤器再循环流量和省煤器旁路流量，使得机组能够在并网前投入脱硝系统，取得了全负荷脱硝试验的成功。从试验结果和补充试验的结果来看：该控制方式在保证设备安全的情况下完全实现了脱硝系统的全负荷过程投入，对以后类似机组的启动方式有着很好的参考作用。该试验验证了通过控制省煤器水旁路流量和省煤器水再循环流量可以控制省煤器的吸热量，从而达到提高SCR脱硝反应器入口烟温的目的，同时并没有影响省煤器及其他受热面安全。