在鍋爐省煤器中添加熱水再（zài）循環係統，並增加鄰機2號抽汽管路，將其應用於某600ＭＷ亞臨界機組。結果表（biǎo）明：在30％鍋（guō）爐*大連續出力（BMCR）工況下（xià），泵入熱水再（zài）循環質量流量為900ｔ/ｈ，省煤器出口煙氣溫度達到309.10℃，增幅為30.80Ｋ，可達到脫硝要求；在啟動工況（kuàng）下鄰機蒸汽（qì）可將（jiāng）本機給水溫度從（cóng）154.22℃提升到194.53℃，省煤器出口煙（yān）氣溫度可達到301.77℃，同樣（yàng）滿足（zú）脫硝要求。

隨著經濟社會發展的轉型和新能源行業的進步，電網負荷峰穀差不斷增大，對於（yú）電網調峰的需求也逐漸增加。與新能源等電力來源相比，煤電具有較好的調峰性能，火電機組尤其是燃煤機組頻繁啟停和持續低負荷運行已成（chéng）為常（cháng）態。

目前，燃煤機組深度調峰*低負荷約為30％，當燃煤機組在低負荷下運行時省煤器出口煙氣溫度降低（dī）。同時，我（wǒ）國燃煤機（jī）組普遍采（cǎi）用選擇性催化還原（yuán）（SCR）法進行煙氣脫硝，如果省煤器出口煙氣溫度降至（zhì）300℃，即（jí）會低於大部分SCR催化劑*佳反應溫度範圍的下限，使催化（huà）劑活性降低，造成氨逃逸率提高和NOｘ排放量超標。因此，亟需尋求方案來解決燃煤機組啟停和（hé）持續低（dī）負荷運行時省煤器出口煙氣溫度偏低的問題。

魏剛等針對（duì）國（guó）投（tóu）天津北疆電（diàn）廠低負荷下對（duì）溫度提升要（yào）求不高、工程周期（qī）短的實際情況，選用煙氣旁路方案，以降（jiàng）低煙氣放（fàng）熱量，使SCR入口煙氣溫（wēn）度提高15～20Ｋ。關鍵（jiàn）等提（tí）出（chū）采用省煤器給水旁路方案，以某300ＭＷ燃煤電站鍋爐為對象進行多種負荷下的試驗研究。曹建文提出給水旁路＋省煤器再循環方案，與給水旁路方案相比，該方案疊加效果（guǒ）顯著。李沙提出通過省煤器分級方案改造某電廠600ＭＷ機組，將省煤器受熱麵切除33％，發現在210ＭＷ負荷下SCR入口煙氣溫度（dù）提高30Ｋ。廖（liào）永進等分（fèn）析了在煙氣旁路方案下（xià）不同旁路煙氣比例對於煙氣溫度的調節能力。

綜合上述研究發現，以（yǐ）上技術方案提升煙氣溫（wēn）度幅度有限，在極低負荷區間和啟動過程中仍無法滿（mǎn）足（zú）SCR煙氣溫度要求，還會帶來鍋爐效率降低、漏風、積灰、催化劑失（shī）效和流（liú）場不均勻等不利影響。基於此，筆者（zhě）提（tí）出一種熱水再循環結合鄰機加熱技術的全負荷脫硝技術方案。

1技術（shù）方案

Team Introduction

全負荷脫硝要求滿足機組啟動過（guò）程和超低負荷工況下省煤器出口煙氣溫度要求。為此，提出一（yī）種熱水再循環（huán）＋鄰機加熱技術方案，方案係統（tǒng）見圖1。其中，熱水（shuǐ）再循環（huán）將下降管中工質通過循環泵引至省煤器入（rù）口。考（kǎo）慮係統（tǒng）安全性和匯合集箱位置（zhì），熱水（shuǐ）再循環取（qǔ）水點選取在匯合集（jí）箱前，循環工質通過汽包後進入下降管，在混合（hé）集箱（xiāng）混合後由（yóu）循環泵泵入省煤器入口（kǒu）集箱，以提高省煤器入口水溫（wēn），降低省煤器的（de）吸熱量，從而提高省煤器出口煙氣溫度。通過熱水再（zài）循環可較大（dà）幅度（dù）地（dì）提升（shēng）煙氣溫（wēn）度，且係統簡單（dān），改造投資少，對其（qí）他工況的影響也（yě）較小。

原機（jī）組運（yùn）行並（bìng）網時省煤器出口煙氣溫（wēn）度約為250℃，遠遠無法達到催化劑（jì）活性溫度要求（qiú）。因此（cǐ），考慮利用鄰機蒸汽加熱給水，鄰機蒸汽熱源通（tōng）過母管進入本機2號高壓加熱器，可將主給水溫度提高至190℃以上，疏水進入（rù）熱水再循環係統可進（jìn）一步加熱省煤器入口給水（shuǐ）。鄰機加熱係統與熱（rè）水再循環係統結合使用可滿（mǎn）足提溫（wēn）需要。

圖（tú）1熱水再循環＋鄰（lín）機加熱技術方案

綜合熱水再循環（huán）和鄰機加熱，該全負荷脫硝方案可滿足全負荷過程中省煤器出口煙氣溫度要（yào）求，保證脫硝（xiāo）催化劑的安全運行（háng）和較高的催化效率。

2熱力計算過程

Team Introduction

省煤器是典型的（de）對流受熱麵，其換熱方程如下：

省煤器是利用鍋爐（lú）尾部煙（yān）氣熱量加熱鍋爐給水的設備，為簡便起見，計算煙氣放熱量時引入保熱係數φ，即認為煙氣放熱量Ｑｓ等於受熱介質水的吸熱量Ｑｗ。

煙氣放熱量為：

受熱介質水的吸熱量為（wéi）：

Δｔ可按（àn）對（duì）數（shù）平均溫差來計（jì）算：

將省（shěng）煤（méi）器（qì）管子的傳熱係（xì）數看成是多層壁的傳熱（rè）係數ｋ。

由式（2）～式（4）和式（6）聯（lián）立可得省煤器各項換熱參數。

3工程（chéng）應用分析

Team Introduction

3.1邊界條件

以（yǐ）某600ＭＷ亞臨界機組（zǔ）作為分（fèn）析案例。如圖2所示，在300ＭＷ負荷下，SCR入口煙氣溫度達到（dào）296.87℃；在250ＭＷ負荷下，SCR入口煙氣溫度（dù）為（wéi）280.31℃；在低負荷下難以達到維持脫硝係統煙（yān）氣溫度（dù）的要求。在500ＭＷ負荷下，SCR入（rù）口煙氣溫度為328.65℃；滿負荷600ＭＷ時，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，機組存在低負荷下SCR入口煙氣溫度（dù）不能滿足SCR脫硝設備安全投運的問題。

圖（tú）2SCR入口煙氣溫度分布

在機組啟動過程中，並網時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反應器要求的催化劑*佳反應溫度範圍下限（300℃）有較大差（chà）距，因此需提高省（shěng）煤器入口給水溫度。

3.2改造內容

熱水再循環係統主（zhǔ）要由熱水再循環泵、氣動閘閥、電動調節閥、流量測（cè）量裝置、截止止回閥、三通和管道等組（zǔ）成。如圖3所（suǒ）示，熱水再循環泵電機的冷卻係統由高壓水管道和低壓水管道組成。熱水再循環管道一端連接汽包下降管（guǎn）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（cóng）下降管引入再循（xún）環管道中的混合集箱。熱水再循環泵將來自爐水再循環管道（dào）上的混合集（jí）箱的水加壓（yā）後泵出（chū），經過出口閥、出口（kǒu）管道和出口管（guǎn）道上的氣動閘閥、氣動調節閥和截止（zhǐ）止（zhǐ）回（huí）閥，以三通的方式進入（rù）主給水管道。該係統（tǒng）為泵設置小流量管（guǎn）道，在主給水管道接入點的上遊設置新的（de）截止止回閥。

圖3現場改造示例

鄰機加熱（rè）改造需在機組之（zhī）間增加抽汽供熱母管，供熱母管上需設（shè）置1個壓（yā）力測點和1個溫度測點接入機組集散控製係統（tǒng）（DCS），以調節供熱母管壓力和溫度。另外，需分別從兩機組再熱器冷（lěng）段至輔汽聯箱的管（guǎn）路上引出蒸汽管道至母管，為保（bǎo）證（zhèng）機（jī）組安全運行（háng），在蒸汽管道上分別安裝（zhuāng）帶氣動執（zhí）行機構的截止止（zhǐ）回閥（fá）和氣動閘閥。在母管上分別引（yǐn）出蒸汽管道接至原機組的2號高壓加熱器抽汽管道，在引出的蒸汽管道上分別安裝電動調節閥和手動閘閥，用於調（diào）節進（jìn）入2號高壓加熱器的蒸汽量，從而控製省煤（méi）器入口給水溫度。

3.3改（gǎi）造效果分析

從表1可以看出，當機組負荷處（chù）於50％熱耗率驗收工況（THA工（gōng）況）時，如果熱水再循環質量流量（liàng）ｑｍ，ｈ為（wéi）320ｔ/ｈ，省煤器懸吊管出口溫度為296℃，距（jù）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到310.82℃，省煤器煙氣溫度提升13.95Ｋ，排（pái）煙溫度增幅為5.34Ｋ。在50％THA工況下懸吊（diào）管的（de）安全性可以得到保證。在（zài）30％鍋爐*大連續出力工況（BMCR工況）下，如果熱水再循環質量流量為900ｔ/ｈ，省煤器出口煙氣溫度可達309.10℃，省煤器出口煙氣溫（wēn）度增。

表1在低負（fù）荷下改造前後參數變化

幅為30.8Ｋ，在保證懸（xuán）吊管安全溫度的條件下，排煙溫度*大（dà）增幅為10.6Ｋ，說明提溫（wēn）效果較好。

在啟動過程中（zhōng）加（jiā）熱熱源（yuán）的選取原（yuán）則是保證加熱器換熱性能的同時兼（jiān）顧蒸汽的經濟性。對比機組的各級抽（chōu）汽參數，選取鄰機2號高壓（yā）加熱器抽汽作為鄰機加熱啟動方案的（de）加熱熱（rè）源，進行計算分析。

從表（biǎo）2可以看出，在啟動過程中（zhōng）采用鄰機2號抽汽進行加熱給水，抽汽質量流量約為22ｔ/ｈ。采用鄰機2號抽汽作（zuò）為加（jiā）熱熱源，當鄰機負荷發生變化時，由於抽汽質量流量較小，不會引起汽輪機推力超限，保證了鄰機的安全運行。

利（lì）用鄰機蒸汽將（jiāng）給水（shuǐ）溫度從154.22℃提高至194.53℃，如（rú）表3所示。結合熱水再循環技術可將省煤器出口煙氣溫度從249.93℃提高至301.77℃，滿（mǎn）足了（le）SCR脫硝煙氣（qì）溫（wēn）度要求。

3.4改（gǎi）造效果對比

選取熱水再循環、煙（yān）氣旁（páng）路和省煤器分級3種方案，比較了50％THA和30％BMCR2個典型工（gōng）況下的改（gǎi）造（zào）效果。如圖（tú）4所示，在50％THA工況下，改造（zào）前省煤器出口煙氣溫度為296.87℃，陰影部分表示省煤（méi）器出口煙氣溫度增幅。通過不同改造方（fāng）案均能將煙氣溫度提升至300℃以上，其中采用熱水再循環質量流量為320ｔ/ｈ、旁路煙氣比例（lì）η為（wéi）12.5％和省煤器（qì）分級方案（àn）時效果較好。

表2鄰機2號（hào）抽汽參數（shù）

表3在全負荷和啟動工況下改造前後參數變化

圖4在50％THA工況下省煤器出口煙氣溫度對比

如圖5所示，在30％BMCR工況下，改造前（qián）省煤器出口煙氣溫度為278.3℃，需（xū）將（jiāng）熱水再循環質量流量增大至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（xū）將旁路煙氣比例增大至17％以（yǐ）上才維持較好（hǎo）的提溫效果。

圖5在30％BMCR工況下省煤器出口（kǒu）煙（yān）氣溫度對比

提高省煤器出口煙氣溫度會不同程度導致排煙溫度提升，影響（xiǎng）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（qì）比例增大至17％，此（cǐ）時鍋爐效率降低0.599％，如果旁路煙氣比（bǐ）例（lì）為（wéi）22％，則鍋爐效率降低0.768％，對機（jī）組效率影響較大，且煙氣旁路（lù）改造工程複雜，高負荷下易漏風，低負荷下會造成流場（chǎng）不均勻，因此不推薦煙氣旁路方案。

圖6不同工況下鍋（guō）爐效率降幅（fú）對比

熱水再循環方案通過設置熱水（shuǐ）再循環質量流量為450ｔ/ｈ，省（shěng）煤器（qì）出口煙氣（qì）溫度可達到300℃，滿足（zú）低負荷脫硝的（de）要求，此時（shí）鍋爐效率降幅為0.141％，對鍋爐經濟性的影響較小，且方（fāng）案成熟（shú），投（tóu）資價格適中，性能和壽命均有（yǒu）保證（zhèng）。省煤器分級方案不會對（duì）鍋爐經濟（jì）性產生影響，在低負荷以及（jí）並網時刻均能保證省煤（méi）器出口煙氣溫度達到300℃，但其改造費用過高，施工（gōng）周期（qī）較長，在不對機組進行綜合升級改造的情況下，不推薦省煤器分級方案。

3.5改造（zào）經濟（jì）性分析

3.5.1改造投資

如表4所示，熱（rè）水再循環改造投資費用為1100萬元。鄰機加（jiā）熱改造費用為（wéi）165萬元（yuán），總投資為1265萬元。

表4熱水再循環投資費用 萬元

3.5.2效（xiào）益分析

熱水（shuǐ）再循環（huán）和鄰機加熱（rè）係統改造收益包括脫硝電價補貼、NOx排汙費減少部分、NOx超標排放罰款規避和啟動時間減少的收益4部分。其中，脫硝電價補貼按機組50％THA計，根據邊界條件可知，在該負荷（hé）段運行時間為1510.8ｈ，脫硝電價補貼按淨利潤0.5分/（kW·ｈ）（脫硝補貼電（diàn）價1分/（kW·ｈ），扣除液氨、控製等成本（běn）0.5分/（kW·ｈ）計，則每年可獲得的脫硝電價補貼為226.6萬元（yuán）。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質量（liàng）為960ｔ，改造後脫硝投入率可（kě）提高5％左右，上海NOx排放費為1.26元/ｋｇ，則排汙費可減少6.72萬元。本改（gǎi）造方案實施後每年可規避NOx超標排（pái）放罰款為50萬元（yuán）。據調研，將（jiāng）機組投入商業運營後，2台（tái）機（jī）組（zǔ）每年冷（lěng）態（tài）啟動8次。如表5所示，采用鍋爐（lú）鄰機加熱啟動（dòng）技術（shù）後，省油質量為24ｔ，省標準煤質量為194ｔ，節約費用總和為327800元。冷態（tài）啟動以蒸汽暖爐替代油槍和燃煤暖爐，延（yán）遲風機啟動3ｈ以上，每次啟動節約廠用電為35664kW·ｈ，費用約為1.07萬元，總減（jiǎn）少成本為33.85萬元。

熱水再循環和鄰機加熱係統改造（zào）損失包括鍋爐效率降低和汽機抽（chōu）汽帶來（lái）的經濟性影響2部分。其中，鍋爐（lú）效率降低0.29％，發電（diàn）煤耗（hào）提高0.56ｇ/（kW·ｈ），本機組24億kW·ｈ發電量需多消耗標準煤1344ｔ，折合成本為94.08萬元。汽機抽汽（qì）質量流量為22ｔ/ｈ，增加煤（méi）耗為17.7ｔ/ｈ，需增加成本為29.74萬元（yuán）。

3.5.3投資（zī）回報

熱水（shuǐ）再循（xún）環和鄰機加熱係統改造（zào）總成本為1265萬元，年收益為193.35萬元，靜態投資回收期為（wéi）6.54ａ。

表5鄰（lín）機加熱改造前後（hòu）參數對比

（1）采用熱水再循環係統和鄰機加熱係統均可提高給水溫度，從而降低省（shěng）煤器吸熱量，提高省煤（méi）器（qì）出口煙氣溫度（dù），可滿足SCR反應器催化劑溫度（dù）要求。

（2）采用熱水再（zài）循環結（jié）合鄰機加（jiā）熱方案有利於機組快速啟動，省煤器（qì）出口（kǒu）煙氣溫度增幅（fú）較大，且在低負荷下能顯著提高省（shěng）煤器出口煙氣溫度，鍋爐效率降幅僅為（wéi）0.58％，對鍋爐經濟性影響較小，此方案投資改造簡（jiǎn）單，應用成熟，性能和（hé）壽命均有保（bǎo）證。

（3）將熱水（shuǐ）再循環結（jié）合鄰機加熱方案應（yīng）用（yòng）到某600ＭＷ亞臨（lín）界機組，改造總（zǒng）成本為1265萬元，年收益為193.35萬元，靜態投資回收期為6.54ａ。（來源：動力工程學（xué）報）