燃煤火電機(jī)組熱水再循環(huán)寬負(fù)荷脫硝技術(shù)的研究與應(yīng)用

燃煤火電機(jī)組熱水再循環(huán)寬負(fù)荷脫硝技術(shù)的研究與應(yīng)用

Summary：熱水再循環(huán)寬負(fù)荷脫硝技術(shù)具有提升煙溫幅度大，改動(dòng)量小，改造工期短，投資少等優(yōu)點(diǎn)。本文對(duì)該技術(shù)在某330MW燃煤火電機(jī)組的可行性進(jìn)行了分析，利用機(jī)組自有控制循環(huán)泵便可實(shí)現(xiàn)熱水再循環(huán)，該技術(shù)應(yīng)用后，在低于30%THA工況時(shí)，可以大幅提升SCR入口煙溫，滿足SCR脫硝裝置投運(yùn)條件。Keys：火電機(jī)組；熱水再循環(huán)；脫銷技術(shù)1前言隨著雙碳政策及國(guó)家能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的逐漸深入推進(jìn)，各燃煤火電機(jī)組結(jié)合自身情況，正陸續(xù)進(jìn)行靈活性改造，SCR脫硝裝置入口煙溫低，無(wú)法正常投運(yùn)，是燃煤火電機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)面臨的主要問(wèn)題之一，也是燃煤火電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造必須解決的問(wèn)題之一。提高SCR入口煙溫，實(shí)現(xiàn)寬負(fù)荷或全負(fù)荷脫硝主流的技術(shù)路線有：煙氣旁路、分級(jí)省煤器、省煤器水旁路、熱水再循環(huán)等。各技術(shù)路線的特點(diǎn)比較見(jiàn)表1。表1寬負(fù)荷脫硝技術(shù)路線特點(diǎn)對(duì)比表比較內(nèi)容煙氣旁路分級(jí)省煤器省煤器水旁路熱水再循環(huán)系統(tǒng)復(fù)雜性復(fù)雜復(fù)雜簡(jiǎn)單簡(jiǎn)單提高SCR入口煙氣效果好好較差好安全性好好好好影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性影響不影響僅低負(fù)荷下影響僅低負(fù)荷下影響改造量大巨大很小很小施工周期長(zhǎng)很長(zhǎng)短短投資量大巨大小小熱水再循環(huán)技術(shù)因提升煙溫幅度大，改動(dòng)量小，改造工期短，投資少等優(yōu)點(diǎn)，近期逐漸被廣泛接受和采用。2熱水再循環(huán)技術(shù)路線可行性分析熱水再循環(huán)技術(shù)是指：利用爐水循環(huán)泵，將下降管的高溫爐水引至省煤器入口，提高省煤器入口水溫，減少省煤器的吸熱量，從而實(shí)現(xiàn)提高SCR入口煙溫的目的。工藝流程圖見(jiàn)圖1。圖1熱水再循環(huán)技術(shù)路線工藝流程圖下面以某330MW燃煤火電機(jī)組為例進(jìn)行詳細(xì)的熱力性能計(jì)算及可行性分析。該機(jī)組鍋爐為亞臨界壓力、中間一次再熱控制循環(huán)爐，單爐膛Π型露天布置，四角切向燃燒，擺動(dòng)噴嘴調(diào)溫，平衡通風(fēng)，固態(tài)排渣，全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)鍋爐，燃用具有中等結(jié)渣性煙煤。熱水再循環(huán)在該機(jī)組的具體方案為利用鍋爐自由控制循環(huán)泵在泵出口增加兩個(gè)憋壓閥，憋壓閥前取水引至省煤器入口，熱水再循環(huán)主路管道中設(shè)有電動(dòng)閥和逆止閥。在機(jī)組負(fù)荷100MW、汽包壓力為10MPa工況下，對(duì)機(jī)組進(jìn)行了摸底試驗(yàn)，收集改造前數(shù)據(jù)作為設(shè)計(jì)邊界條件，省煤器復(fù)合熱水再循環(huán)的熱力計(jì)算詳見(jiàn)表2、表3。表2熱水再循環(huán)熱力計(jì)算序號(hào)名稱單位熱水再循環(huán)1給水壓力MPa10.22給水溫度℃2203給水流量t/h3004再循環(huán)水壓力MPa10.25再循環(huán)水溫度℃293.286再循環(huán)水流量t/h3507進(jìn)入省煤器水流量t/h6508混合后溫度℃261.109提高溫度℃41.10表3省煤器變工況計(jì)算序號(hào)名稱單位改造前改造后1機(jī)組負(fù)荷MW1001002主蒸汽流量t/h3203203減溫水流量t/h20204給水流量t/h3003005再循環(huán)流量t/h03507省煤器入口流量t/h3006508省煤器入口壓力MPa10.210.29省煤器入口溫度℃220261.1011省煤器出口溫度℃258.7273.812省煤器吸熱量MW15.1511.4513省煤器入口煙溫℃36536514省煤器出口煙溫℃284304注：改造前的數(shù)據(jù)取自摸底試驗(yàn)數(shù)據(jù)。由熱力性能計(jì)算可知：省煤器熱水再循環(huán)流量為350t/h時(shí)，省煤器入口水溫由220℃提升至261.1℃，省煤器減少吸熱后，SCR入口煙溫由284℃提升為304℃，提高了40℃，可以滿足SCR脫硝裝置投運(yùn)條件。因此，熱水再循環(huán)技術(shù)是可行的。3熱水再循環(huán)技術(shù)應(yīng)用效果熱水再循環(huán)技術(shù)在某330MW機(jī)組實(shí)施后，具體應(yīng)用效果如下：在機(jī)組負(fù)荷83MW（25.2%）時(shí)，汽包壓力11.82Mpa，高加給水溫度211.3℃。爐水溫度318.3℃，熱水循環(huán)流量587t/h，省煤器入口水溫289.2℃，省煤器出口溫度295.07℃，過(guò)冷度28.28℃，SCR入口煙氣溫度A側(cè)305.2℃，B側(cè)307.57℃，平均306.39℃，滿足SCR煙氣脫硝裝置投運(yùn)條件。實(shí)際運(yùn)行情況見(jiàn)圖2、圖3。圖2

熱水再循環(huán)實(shí)際投運(yùn)情況圖3熱水再循環(huán)實(shí)際投運(yùn)后SCR入口煙溫情況4結(jié)論（1）相比其他寬負(fù)荷脫硝技術(shù)路線，熱水再循環(huán)技術(shù)有提升煙溫幅度大，改動(dòng)量小，改造工期短，投資少等優(yōu)點(diǎn)，近期逐漸被廣泛接受和采用。（2）針對(duì)某330MW燃煤火電機(jī)組進(jìn)行了具體的熱力性能計(jì)算及可行性分析，在100MW機(jī)組負(fù)荷工況下，省煤器入口水溫提高了41.1℃，SCR入口煙溫提高了40℃，可以滿足SCR脫硝裝置投運(yùn)條件。（3）熱水再循環(huán)技術(shù)在某330MW燃煤火電機(jī)組實(shí)施后，在83MW（25.2%）負(fù)荷時(shí)，熱水循環(huán)流量587t/h，省煤器入口水溫289.2℃，SCR入口煙氣達(dá)到306.39℃。Reference：[1]張廣才，周科，魯芬等，燃煤機(jī)組深度調(diào)峰技術(shù)探討[J].熱力發(fā)電，2017，49(9):17-23[2]胡建根，童家麟，茅劍波等，典型燃煤鍋爐深度調(diào)峰能力比較研究[J].鍋爐技術(shù)，2019，50(6):