田舜堯，閻維平，李永生

?

利用電站鍋爐耦合秸稈直燃爐提高再熱汽溫和SCR煙溫經(jīng)濟(jì)性分析

田舜堯2，閻維平2，李永生1

（1.清潔高效燃煤發(fā)電與污染控制國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 南京 210031；2.華北電力大學(xué)能源動(dòng)力與機(jī)械工程學(xué)院，河北 保定 071003）

針對電站鍋爐普遍存在的再熱蒸汽溫度偏低和選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷下無法正常投運(yùn)的問題，提出通過一種電站鍋爐耦合秸稈絕熱直燃爐，利用秸稈直燃的高溫?zé)煔怙@熱直接提高鍋爐尾部煙道煙氣溫度的技術(shù)方案。以某超臨界350 MW機(jī)組鍋爐為例，對不同負(fù)荷下將耦合秸稈絕熱直燃爐高溫?zé)煔夥謩e引入低溫再熱器進(jìn)口煙道和SCR煙氣脫硝系統(tǒng)前煙道的情況進(jìn)行熱力計(jì)算和經(jīng)濟(jì)性分析。結(jié)果表明：將1 000 ℃高溫?zé)煔庖氲蜏卦贌崞鬟M(jìn)口煙道時(shí)，100%負(fù)荷工況下，消耗秸稈3 749 kg/h，可將再熱蒸汽溫度升高13.5 ℃，節(jié)省供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗1.86 g/(kW?h)；50%負(fù)荷工況下，消耗秸稈3 749 kg/h，再熱蒸汽溫度升高33.3 ℃，節(jié)省供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗7.39 g/(kW?h)；將1 000 ℃高溫?zé)煔庖隨CR煙氣脫硝系統(tǒng)前煙道時(shí)，50%負(fù)荷工況下，消耗秸稈580 kg/h，SCR煙氣脫硝系統(tǒng)入口煙溫升高8.7 ℃，滿足SCR煙氣脫硝系統(tǒng)投運(yùn)要求，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗增加0.84 g/(kW?h)。

鍋爐；耦合；煙氣脫硝；再熱汽溫；秸稈直燃；補(bǔ)燃；絕熱爐膛；經(jīng)濟(jì)性分析

目前，國內(nèi)絕大部分燃煤機(jī)組已經(jīng)安裝了煙氣脫硝裝置[1]，而選擇性催化還原（SCR）技術(shù)憑借脫硝裝置結(jié)構(gòu)簡單、無副產(chǎn)品、運(yùn)行方便、可靠性高等優(yōu)點(diǎn)成為煙氣脫硝的主要方式。但隨著鍋爐負(fù)荷的降低，SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫隨之降低，當(dāng)煙溫低于320~400 ℃催化劑活性反應(yīng)溫度窗口時(shí)，會(huì)生成易堵塞催化劑通道的(NH4)2SO4或NH4HSO4，導(dǎo)致SCR脫硝系統(tǒng)無法正常投運(yùn)[2-5]。另外，SCR催化劑的反應(yīng)效率也會(huì)隨著煙溫的降低而降低，當(dāng)煙氣溫度從360 ℃降到320 ℃時(shí)，SCR反應(yīng)效率約降低2.3%[6-7]。然而，目前國內(nèi)燃煤機(jī)組大都參與調(diào)峰，經(jīng)常低負(fù)荷運(yùn)行，再加上越來越嚴(yán)格的環(huán)保要求，迫使SCR脫硝系統(tǒng)在低負(fù)荷下正常投運(yùn)。對此，目前主要的解決思路有：省煤器煙氣旁路、省煤器給水旁路、省煤器熱水再循環(huán)、省煤器分級、彈性回?zé)峒夹g(shù)和低溫SCR脫硝催化劑技術(shù)[8-12]，以及鍋爐尾部煙道補(bǔ)燃[13]。

由于受鍋爐本身設(shè)計(jì)、燃用煤種變化、受熱面清潔程度以及爐內(nèi)低氮燃燒器改造等因素的影響，電站鍋爐普遍存在再熱蒸汽溫度偏低的問題[14]，而再熱蒸汽溫度隨鍋爐負(fù)荷降低而降低的特性也使得低負(fù)荷下的再熱蒸汽溫度降低幅度更大。再熱蒸汽溫度下降會(huì)降低循環(huán)熱效率，并增大汽輪機(jī)排汽濕度，嚴(yán)重影響機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性和安全性[15-18]。對此，目前主要有煙氣擋板調(diào)節(jié)、煙氣再循環(huán)、擺動(dòng)燃燒器、增設(shè)壁式再熱器等解決措施[19-20]。多數(shù)情況下，再熱蒸汽溫度偏低的原因并非再熱器受熱面不足，故增加受熱面也會(huì)增加汽側(cè)阻力，事倍功半；另外，常規(guī)的煙氣擋板調(diào)節(jié)方式也會(huì)對爐膛燃燒和過熱器吸熱造成不利影響。所以，基于再熱蒸汽比熱容小的特性，采用尾部煙道補(bǔ)燃增加吸熱量升高再熱蒸汽溫度，也是一種有效的解決途徑。

我國農(nóng)業(yè)廢棄物秸稈以其分布廣、可再生、成本低等特點(diǎn)在可再生能源中占有重要地位[21-22]。秸稈直燃是生物質(zhì)能源的主要利用方式之一，有著成熟的技術(shù)和設(shè)備。若在大容量高參數(shù)電站鍋爐中耦合秸稈直燃爐，能夠大幅度提高秸稈的利用效率，降低環(huán)境污染，帶來更顯著的經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)保效果[23-26]。

本文提出一種電站鍋爐耦合秸稈絕熱直燃爐，利用高溫?zé)煔怙@熱，提高鍋爐尾部煙道煙溫的技術(shù)方案。該方案有望以較低的改造代價(jià)，既解決SCR脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷投運(yùn)問題又提高再熱蒸汽溫度，同時(shí)也能利用秸稈資源進(jìn)行高效發(fā)電。與耦合秸稈氣化技術(shù)方案[13]比較，電站鍋爐耦合秸稈絕熱直燃爐無需燃?xì)饫鋮s、除焦油和升壓以及低熱值煤氣燃燒器，具有設(shè)備和系統(tǒng)簡單、技術(shù)成熟、秸稈入爐容易、燃燒效率高，且可在負(fù)壓下燃燒、秸稈消耗量少、易于運(yùn)行和維護(hù)、投資少等優(yōu)點(diǎn)。

本文以某超臨界350 MW機(jī)組直流鍋爐為研究對象，不同負(fù)荷下分別將耦合秸稈絕熱直燃爐高溫?zé)煔庖氲蜏卦贌崞鳎ǖ驮伲┻M(jìn)口煙道和SCR脫硝系統(tǒng)前煙道時(shí)進(jìn)行熱力計(jì)算，并利用等效焓降的基本原理對機(jī)組進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析，驗(yàn)證該方案的可行性，為尾部煙道補(bǔ)燃系統(tǒng)的設(shè)計(jì)和實(shí)際應(yīng)用提供理論依據(jù)。

1 尾部煙道補(bǔ)燃方案

圖1為本文提出的尾部煙道補(bǔ)燃系統(tǒng)。該補(bǔ)燃系統(tǒng)可實(shí)現(xiàn)將直燃爐產(chǎn)生的高溫?zé)煔庖腚娬惧仩t水平低再進(jìn)口煙道或SCR脫硝系統(tǒng)前煙道中 2種補(bǔ)燃方案。為防止秸稈灰對粉煤灰的影響，該系統(tǒng)在高溫?zé)煔庖胛膊繜煹狼跋冗M(jìn)行除塵處理；根據(jù)再熱蒸汽溫度和SCR脫硝系統(tǒng)前煙氣溫度監(jiān)測結(jié)果調(diào)整秸稈直燃爐負(fù)荷；利用鍋爐熱二次風(fēng)為直燃爐燃燒提供助燃空氣，并利用熱二次風(fēng)調(diào)整直燃爐爐膛出口煙氣溫度。該系統(tǒng)通過補(bǔ)燃強(qiáng)化了鍋爐尾部煙道換熱，提高了再熱蒸汽溫度和空氣預(yù)熱器出口風(fēng)溫，進(jìn)而增加了二次風(fēng)帶回爐膛的熱量，代替部分燃煤，同時(shí)進(jìn)一步提高了高溫?zé)煔忪手?，且二次風(fēng)量的增加也使得空氣預(yù)熱器能夠回收更多的排煙熱量。

2 研究對象及秸稈絕熱直燃爐

某超臨界350 MW機(jī)組直流鍋爐為單爐膛、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、Π型布置，采用旋流燃燒器，前后墻布置對沖燃燒，尾部采用雙煙道，并設(shè)有煙氣擋板，設(shè)計(jì)煤種為貧煤。該機(jī)組SCR脫硝催化劑的最低噴氨溫度為320 ℃，其在100%負(fù)荷和50%負(fù)荷工況下的主要參數(shù)見表1。由表1可見，100%和50%負(fù)荷工況下再熱蒸汽溫度運(yùn)行值分別比設(shè)計(jì)值低13.5 ℃和42.0 ℃。

該機(jī)組耦合秸稈絕熱直燃爐采用層燃爐技術(shù)，爐內(nèi)不設(shè)置受熱面，為絕熱爐膛。文獻(xiàn)[26]設(shè)計(jì)了一臺(tái)絕熱爐膛過熱器鍋爐，驗(yàn)證了絕熱爐膛鍋爐的可行性。與傳統(tǒng)生物質(zhì)直燃爐相比，該尾部煙道補(bǔ)燃方案將直燃爐煙氣引入鍋爐尾部煙道，利用電站鍋爐環(huán)保設(shè)備進(jìn)行煙氣污染物處理，大大提高了環(huán)保性能。秸稈絕熱直燃爐燃料為玉米秸稈，燃料分析結(jié)果見表2。

表1 100%和50%負(fù)荷工況機(jī)組主要參數(shù)

Tab.1 Main parameters of the unit at 100% and 50% load

表2 玉米秸稈基本分析結(jié)果

Tab.2 Physical and chemical properties of the maize straw

3 計(jì)算結(jié)果及分析

3.1 直燃爐爐膛出口煙溫計(jì)算

在該機(jī)組100%負(fù)荷工況下，將秸稈絕熱直燃爐產(chǎn)生的高溫?zé)煔庖氲驮龠M(jìn)口煙道，利用煙氣顯熱將再熱蒸汽溫度提高到設(shè)計(jì)值569.0 ℃時(shí)，計(jì)算得到不同直燃爐爐膛出口煙溫下低再入口煙溫、直燃爐爐膛出口煙氣量以及秸稈耗量的變化如圖2和 圖3所示。由圖2可知：隨著直燃爐爐膛出口煙溫的降低，一方面使得電站鍋爐低再入口煙溫降低，從而導(dǎo)致?lián)Q熱溫差Δt減小，根據(jù)公式Δt，Δt的減小會(huì)降低低再換熱量；另一方面，隨直燃爐爐膛出口煙溫的降低，直燃爐爐膛出口煙氣量逐漸增加，這使得低再換熱系數(shù)增大，從而使增加。由圖3可見，在直燃爐爐膛出口煙溫約為950 ℃時(shí)，補(bǔ)燃所需秸稈量最少，可達(dá)到最佳換熱效果。

不同直燃爐爐膛出口煙溫下電站鍋爐排煙損失的變化如圖4所示。由圖4可見，雖然出口煙溫在950 ℃時(shí)秸稈耗量最少，但電站鍋爐排煙損失變化趨勢與直燃爐爐膛出口煙氣量相似，與直燃爐爐膛出口煙溫呈負(fù)相關(guān)，因此應(yīng)盡量選擇較高的出口煙溫。但受高溫?zé)煹纼?nèi)襯耐火材料制約，煙氣溫度通常不高于1 200 ℃；另外，為避免直燃爐爐膛出口處結(jié)渣，直燃爐爐膛出口溫度應(yīng)該至少比ST低50~100 ℃。綜合上述分析，直燃爐爐膛出口煙溫選擇1 000 ℃較為合適。

3.2 高溫?zé)煔庖氲驮龠M(jìn)口煙道

將1 000 ℃高溫?zé)煔庖氲驮龠M(jìn)口煙道時(shí)，電站鍋爐尾部煙道補(bǔ)燃前后相關(guān)參數(shù)計(jì)算結(jié)果見表3。由表3可見，100%負(fù)荷工況下，當(dāng)直燃爐消耗秸稈 3 749 kg/h時(shí)，相比補(bǔ)燃前，低再入口煙溫升高20.7 ℃，從而再熱蒸汽溫度提高了13.5 ℃，SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫升高8.9 ℃，空氣預(yù)熱器出口空氣溫度升高6.7 ℃，熱二次風(fēng)多帶回爐膛的熱量可代替燃煤291 kg/h，空氣預(yù)熱器出口空氣量和排煙量均增加約4%，高溫?zé)煔饨?jīng)過低再和空氣預(yù)熱器換熱，最終使排煙溫度升高3.5 ℃，鍋爐效率降低0.42百分點(diǎn)。

直燃爐同樣消耗秸稈3 749 kg/h，50%負(fù)荷工況下，相比補(bǔ)燃前，低再入口煙溫升高41.8 ℃，再熱蒸汽溫度升高33.3 ℃，SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫由311.3 ℃升高到326.1 ℃，滿足SCR脫硝系統(tǒng)投運(yùn)要求，空氣預(yù)熱器出口空氣溫度升高10.7 ℃，熱二次風(fēng)多帶回爐膛的熱量可代替燃煤233 kg/h，空氣預(yù)熱器出口空氣量和排煙量均增加約8%，排煙溫度升高6.2 ℃，鍋爐效率降低0.61百分點(diǎn)。

表3 電站鍋爐低再進(jìn)口煙道補(bǔ)燃前后參數(shù)計(jì)算結(jié)果

Tab.3 The calculated parameters in flue duct at inlet of the low temperature reheater before and after afterburning

3.3 高溫?zé)煔庖隨CR脫硝系統(tǒng)前煙道

該機(jī)組在50%負(fù)荷工況下，SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫未達(dá)到最低噴氨溫度（表1），SCR脫硝系統(tǒng)無法正常投運(yùn)。為此，將秸稈絕熱直燃爐產(chǎn)生的1 000 ℃高溫?zé)煔庖隨CR脫硝系統(tǒng)前煙道，電站鍋爐尾部煙道補(bǔ)燃前后相關(guān)參數(shù)計(jì)算結(jié)果見表4。由表4可見，當(dāng)直燃爐消耗秸稈580 kg/h時(shí)，相比補(bǔ)燃前，SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫升高8.7 ℃，滿足SCR脫硝系統(tǒng)投運(yùn)要求，排煙溫度升高3.8 ℃，空氣量和排煙量均增加約1%，鍋爐效率降低0.23百分點(diǎn)?？梢姡瑢Ρ葘⒏邷?zé)煔庖氲驮偾盁煹溃粌HSCR脫硝系統(tǒng)補(bǔ)燃時(shí)消耗秸稈量大大減少，對鍋爐尾部受熱面和鍋爐效率的影響也明顯減小。

表4 電站鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)前煙道補(bǔ)燃前后參數(shù)計(jì)算結(jié)果

Tab.4 The calculated parameters in flue duct in front of the SCR denitration system before and after afterburning

4 高溫?zé)煔廨斔涂諝鈩?dòng)力計(jì)算

秸稈絕熱直燃爐產(chǎn)生的高溫?zé)煔庠谝腚娬惧仩t尾部煙道過程中的空氣動(dòng)力計(jì)算包括垂直煙道的自生通風(fēng)力、沿程阻力、局部阻力等，計(jì)算公式如下。

自生通風(fēng)力：

沿程阻力：

局部阻力：

式中：垂直煙道高度，m；0為煙氣在101.325 kPa、0 ℃時(shí)的密度，kg/m3；為煙氣的平均溫度，℃；為當(dāng)?shù)卮髿鈮?，Pa；程阻力系數(shù)；dl為當(dāng)量直徑，m；流速，m/s；為煙氣密度，kg/m3；jb為局部阻力系數(shù)。

高溫?zé)煔廨斔偷目諝鈩?dòng)力計(jì)算結(jié)果見表5。由表5可見，僅利用鍋爐尾部煙道的負(fù)壓以及垂直煙道的自生通風(fēng)力克服煙道阻力以輸送高溫?zé)煔鈺r(shí)，最高管內(nèi)煙氣流速可達(dá)到24 m/s和26 m/s，因此無需增設(shè)增壓風(fēng)機(jī)。

表5 空氣動(dòng)力計(jì)算結(jié)果

Tab.5 The aerodynamic calculation results

6 經(jīng)濟(jì)性分析

尾部煙道補(bǔ)燃提高了再熱蒸汽溫度，使機(jī)組循環(huán)熱效率增加，但也增加了送入鍋爐的熱量，增加了排煙損失，降低了鍋爐效率。本文考慮空氣量和煙氣量的變化等對廠用電率的影響，利用等效焓降的基本原理對補(bǔ)燃后的機(jī)組進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。

100%負(fù)荷工況下，將高溫?zé)煔庖氲驮龠M(jìn)口煙道時(shí)，鍋爐效率降低0.42百分點(diǎn)，使供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗增加1.51 g/(kW·h)，再熱蒸汽溫度升高13.5 ℃，使機(jī)組循環(huán)熱效率增加0.47%，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗減少3.37 g/(kW·h)，二者合計(jì)可使供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗減少1.86 g/(kW·h)。

50%負(fù)荷工況下，將耦合秸稈絕熱直燃爐高溫?zé)煔庖氲蜏卦贌崞鬟M(jìn)口煙道和SCR脫硝系統(tǒng)前煙道2種方案均實(shí)現(xiàn)了SCR脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷下的正常投運(yùn)。將高溫?zé)煔庖氲驮龠M(jìn)口煙道時(shí)，鍋爐效率降低0.61百分點(diǎn)，使供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗增加2.46 g/(kW·h)，再熱汽溫升高33.3 ℃，使機(jī)組循環(huán)熱效率增加1.17%，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗減少9.85 g/(kW·h)，二者合計(jì)可使供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗減少7.39 g/(kW·h)。將高溫?zé)煔庖隨CR脫硝系統(tǒng)前煙道時(shí)由于沒有增加機(jī)組循環(huán)熱效率，因此補(bǔ)燃后鍋爐效率的降低會(huì)導(dǎo)致供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗增加0.84 g/(kW·h)，但此時(shí)對電站鍋爐尾部受熱面的影響明顯減小，所需秸稈量大大減少，因此增設(shè)功率較小的秸稈絕熱直燃爐，可降低初期投資，適用于再熱蒸汽溫度偏低問題不顯著而SCR脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷投運(yùn)問題亟待解決的機(jī)組。

同時(shí)，再熱蒸汽溫度升高降低了汽輪機(jī)末級葉片因濕度過高而導(dǎo)致的危險(xiǎn)性?？梢姡膊繜煹姥a(bǔ)燃方案可顯著提高機(jī)組的環(huán)保性、經(jīng)濟(jì)性和安全性。

7 結(jié) 論

1）本文提出一種電站鍋爐耦合秸稈絕熱直燃爐，通過將高溫?zé)煔庖氲驮龠M(jìn)口煙道或SCR脫硝系統(tǒng)前煙道，利用煙氣顯熱提高再熱蒸汽溫度和實(shí)現(xiàn)SCR脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷投運(yùn)。該技術(shù)較秸稈氣化補(bǔ)燃技術(shù)具有明顯優(yōu)勢。

2）在超臨界350 MW機(jī)組上進(jìn)行熱力計(jì)算和經(jīng)濟(jì)性分析，計(jì)算結(jié)果表明：采用尾部煙道補(bǔ)燃方案時(shí)直燃爐爐膛出口煙溫選擇1 000 ℃較合適；將高溫?zé)煔庖氲驮龠M(jìn)口煙道時(shí)，100%負(fù)荷工況下，消耗秸稈3 749 kg/h，低再入口煙溫升高20.7 ℃，再熱蒸汽溫度升高13.5 ℃，排煙溫度升高3.5 ℃，鍋爐效率降低0.42百分點(diǎn)，循環(huán)熱效率增加0.47%，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗減少1.86 g/(kW·h)；50%負(fù)荷工況下，消耗秸稈3 749 kg/h，低再入口煙溫升高41.8 ℃，再熱蒸汽溫度升高33.3 ℃，SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫升高14.8 ℃，排煙溫度升高6.2 ℃，鍋爐效率降低0.61百分點(diǎn)，循環(huán)熱效率增加1.17%，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗減少7.39 g/(kW·h)；將高溫?zé)煔庖隨CR脫硝系統(tǒng)前煙道時(shí)，50%負(fù)荷工況下，消耗秸稈580 kg/h，SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫升高8.7 ℃，滿足SCR脫硝系統(tǒng)投運(yùn)要求，排煙溫度升高3.8 ℃，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗增加0.84 g/(kW·h)。

3）該補(bǔ)燃方案中高溫?zé)煔獾妮斔涂梢岳缅仩t尾部煙道的負(fù)壓以及直燃爐垂直煙道的自生通風(fēng)力克服煙道阻力，無需增設(shè)增壓風(fēng)機(jī)。

［1］ 章斐然, 周克毅, 徐奇, 等. 燃煤機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行SCR煙氣脫硝系統(tǒng)應(yīng)對措施[J]. 熱力發(fā)電, 2016, 45(7): 78-83.ZHANG Feiran, ZHOU Keyi, XU Qi, et al. Coun- termeasures for SCR denitration system of coal-fired unit during low-load operation[J]. Thermal Power Generation, 2016, 45(7): 78-83.

［2］ 沈伯雄, 趙寧, 劉亭. 煙氣脫硝選擇性催化還原催化劑反應(yīng)模擬研究[J]. 中國電機(jī)工程學(xué)報(bào), 2011, 31(8): 31-37. SHEN Boxiong, ZHAO Ning, LIU Ting. Mathematical simulation of flue gas denitration based on selective catalytic reduction catalyst[J]. Proceedings of the CSEE, 2011, 31(8): 31-37.

［3］ 魯芬, 問樹榮, 馮潤富, 等. 某600 MW機(jī)組鍋爐換熱面分級及煙氣流場優(yōu)化[J]. 熱力發(fā)電, 2018, 47(5): 124-130.

LU Fen, WEN Shurong, FENG Runfu, et al. Classi- fication of heat exchanger and optimization of flue gas flow field in a 600 MW coal-fired boiler[J]. Thermal Power Generation, 2018, 47(5): 124-130.

［4］ 王樂樂, 何川, 王凱, 等. SCR脫硝催化劑低負(fù)荷運(yùn)行評估技術(shù)研究與應(yīng)用[J]. 熱力發(fā)電, 2018, 47(10): 24-30.

WANG Lele, HE Chuan, WANG Kai, et al. Research and application of low-load operation evaluation technology for SCR catalysts[J]. Thermal Power Generation, 2018, 47(10): 24-30.

［5］ 白文剛, 于在松, 張一帆, 等. 超超臨界二次再熱機(jī)組鍋爐全負(fù)荷脫硝特性[J]. 熱力發(fā)電, 2017, 46(8): 141-144.

BAI Wengang, YU Zaisong, ZHANG Yifan, et al. Denitration performance of an ultra-supercritical unit boiler with double-reheat cycle under full load conditons[J]. Thermal Power Generation, 2017, 46(8): 141-144.

［6］ 黃文靜, 戴蘇峰, 艾春美, 等. 電站燃煤鍋爐全負(fù)荷SCR脫硝控制技術(shù)探討[J]. 節(jié)能技術(shù), 2015, 33(2): 189-192. HUANG Wenjing, DAI Sufeng, AI Chunmei, et al. Discussion about SCR denitration control technology under full load in a coal-fired boiler[J]. Energy Conservation Technology, 2015, 33(2): 189-192.

［7］ LEHTORANTA K, VESALA H, KOPONEN P, et al. Selective catalytic reduction operation with heavy fuel oil: NO, NH3, and particle emissions[J]. Environmental Science & Technology, 2015, 49(7): 4735-41.

［8］ 胡蓉. 關(guān)于鍋爐SCR全負(fù)荷適應(yīng)性改造的探討[J]. 中國科技信息, 2015, 3(1): 179-181. HU Rong. DiscussionaboutSCRfullloadadaptation of theboiler[J]. China Science and Technology Information, 2015, 3(1): 179-181.

［9］ 李勵(lì). 基于彈性回?zé)峒夹g(shù)的低負(fù)荷SCR脫硝系統(tǒng)性能研究[J]. 電力與能源, 2016, 37(6): 740-745. LI Li. Performance of a low-load SCR de-NOsystem based on the flexible feed water regeneration tech- nology[J]. Power and Energy, 2016, 37(6): 740-745.

［10］ ZHANG S, LI H, ZHONG Q. Promotional effect of F-doped V2O5-WO3/TiO2catalyst for NH3-SCR of NO at low-temperature[J]. Applied Catalysis A: General, 2012, 435: 156-162.

［11］ DENG Y X, CHEN X, SHAO R, et al. V2O5-WO3/TiO2catalysts for low temperature NH3SCR: catalytic activity and characterization[J]. Key Engineering Materials, 2016, 697: 275-278.

［12］ SHEN M, LI C, WANG J, et al. New insight into the promotion effect of Cu doped V2O5-WO3/TiO2for low temperature NH3-SCR performance[J]. Rsc Advances, 2015, 5(44): 35155-35165.

［13］ 李永生, 閻維平, 田舜堯, 等. 電站鍋爐系統(tǒng)及電站鍋爐整合生物質(zhì)氣化補(bǔ)燃提高尾部煙溫的方法: 107255269A[P]. 2017-10-17. LI Yongsheng, YAN Weiping, TIAN Shunyao, et al. The method of improving the flue gas temperature by the combined biomass gasification of utility boiler system and utility boiler: 107255269A[P]. 2017-10-17.

［14］ 趙振寧, 王晶晶, 徐立偉, 等. 300 MW鍋爐再熱汽溫低的原因分析及改造[J]. 中國電力, 2012, 45(12): 21-25. ZHAO Zhenning, WANG Jingjing, XU Liwei, et al. Reasons and retrofits of low reheat steam temperature of 300 MW boiler[J]. Electric Power, 2012, 45(12): 21-25.

［15］ 孫科, 吳松, 秦大川, 等. 提高再熱汽溫對鍋爐和機(jī)組熱力特性的影響及經(jīng)濟(jì)性分析[J]. 熱力發(fā)電, 2014, 43(8): 19-23. SUN Ke, WU Song, QIN Dachuan, et al. Effect of improving reheat steam temperature on boiler thermal performance and economic analysis[J]. Thermal Power Generation, 2014, 43(8): 19-23.

［16］ 王春昌. 蒸發(fā)吸熱比例變化對700 ℃超超臨界機(jī)組鍋爐設(shè)計(jì)的影響[J]. 熱力發(fā)電, 2013, 42(1): 59-62. WANG Chunchang. Influence of evaporating and heat absorption proportion on design of 700 ℃ ultra- supercritical boilers[J]. Thermal Power Generation, 2013, 42(1): 59-62.

［17］ TARELIN A A. Influence of the reheat temperature on the efficiency of the wet-steam turbines of thermal power plants that operate under variable conditions[J]. Thermal Engineering, 2017, 64(4): 295-300.

［18］ WEITZEL P S. Steam generator for advanced ultra supercritical power plants 700 ℃ to 760 ℃[C]// ASME 2011 Power Conference Collocated with Jsme Icope. 2011: 281-291.

［19］ 韓英昆, 孟祥榮, 牟琳, 等. 超臨界火電機(jī)組再熱汽溫控制系統(tǒng)分析[J]. 山東電力技術(shù), 2010(1): 66-70. HAN Yingkun, MENG Xiangrong, MOU Lin, et al. Analysis on RH control system on supercritical power generation unit[J]. Shandong Electric Power, 2010(1): 66-70.

［20］ WANG J, ZHAO Z, XU L, et al. Scheme analysis of capacity-increasing transformation for reheaters of 300 MW boilers in a power plant[C]//International Conference on Materials for Renewable Energy and Environment. IEEE, 2013: 698-702.

［21］ 馬隆龍, 吳創(chuàng)之, 孫立. 生物質(zhì)氣化技術(shù)及其應(yīng)用[M]. 北京: 化學(xué)工業(yè)出版社, 2003: 182-183. MA Longlong, WU Chuangzhi, SUN Li. Biomass gasification technology and its application[M]. Beijing: Chemical Industry Press, 2003: 182-183.

［22］ GANESH A, BANERJEE R. Biomass pyrolysis for power generation: a potential technology[J]. Renewable Energy, 2001, 22(1/2/3): 9-14.

［23］ 孫俊威, 閻維平, 趙文娟, 等. 600 MW超臨界燃煤鍋爐生物質(zhì)氣體再燃的數(shù)值研究[J]. 動(dòng)力工程學(xué)報(bào), 2012, 32(2): 89-95. SUN Junwei, YAN Weiping, ZHAO Wenjuan, et al. Numerical study on biomass gas reburning in a 600 MW supercritical coal-fired boiler[J]. Journal of Chinese Society of Power Engineering, 2012, 32(2): 89-95.

［24］ HIGGINS B, YAN L, GADALLA H, et al. Biomass co-firing retrofit with ROFA for NOreduction[J]. Polish Journal of Environmental Studies, 2010, 19(6): 1185-1197.

［25］ HARDING N S, ADAMS B R. Biomass as a reburning fuel: a specialized cofiring application[J]. Biomass & Bioenergy, 2000, 19(6): 429-445.

［26］ 費(fèi)茂華. 一臺(tái)35 t/h燃煤粉過熱器鍋爐的設(shè)計(jì)[J]. 鍋爐制造, 2015(4): 8-10. FEI Maohua. The design of 35 t/h pulverized coal fired superheater boiler[J]. Boiler Manufacturing, 2015(4): 8-10.

Economic analysis of increasing reheat steam temperature and SCR flue gas temperature by coupling straw direct-fired boiler with utility boiler

TIAN Shunyao2, YAN Weiping2, LI Yongsheng1

(1. State Key Laboratory of Clean and Efficient Coal-fired Power Generation and Pollution Control, Nanjing 210031, China; 2. School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, China)

In view of the common problems occur in utility boilers, such as low reheat steam temperature and failure operation of SCR flue gas denitration system at low load, a technical program of utility boiler coupling straw adiabatic direct combustion furnace was proposed. In this program, the flue gas temperature of boiler tail flue is directly increased by using the sensible heat of high temperature flue gas produced by straw combustion. Taking an ultra supercritical 350 MW unit boiler as the example, thermodynamic calculation and economic analysis were performed when the high temperature flue gas produced by straw combustion in adiabatic direct firing boiler was introduced to the inlet flue duct of the low temperature reheater and the flue duct in front of the SCR denitration system at different loads. The results show that, when the 1 000 ℃ high temperature flue gas was sent to the inlet flue duct of low temperature reheater at 100% load, the consumption of straw was 3 749 kg/h, the reheat steam temperature increased by 13.5℃ and the power supply coal consumption reduced by 1.86 g/(kW?h). At 50% load, the consumption of straw was 3 749 kg/h, the reheat steam temperature increased by 33.3℃ and the power supply coal consumption reduced by 7.39 g/(kW?h). When the 1 000 ℃ high temperature flue gas was sent to the flue duct in front of the SCR flue gas denitration system at 50% load, the consumption of straw was 580 kg/h, the flue gas temperature at the SCR denitration system inlet increased by 8.7℃ and the power supply coal consumption increased by 0.84 g/(kW?h), which met the requirements of the SCR denitration system.

boiler, coupling, flue gas denitration, reheat steam temperature, straw direct firing, afterburning, insulating furnace, economic analysis

Open Project Fund for State Key Laboratory (D2018Y001)

X773; TK6

A

10.19666/j.rlfd.201807127

田舜堯, 閻維平, 李永生. 利用電站鍋爐耦合秸稈直燃爐提高再熱汽溫和SCR煙溫經(jīng)濟(jì)性分析[J]. 熱力發(fā)電, 2019, 48(2): 9-15. TIAN Shunyao, YAN Weiping, LI Yongsheng. Economic analysis of increasing reheat steam temperature and SCR flue gas temperature by coupling straw direct-fired boiler with utility boiler[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(2): 9-15.

2018-07-13

國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室開放課題基金資助項(xiàng)目(D2018Y001)

田舜堯(1993—)，男，碩士研究生，主要研究方向?yàn)楣?jié)能降耗與環(huán)境污染控制，tianshunyao@163.com。

（責(zé)任編輯 楊嘉蕾）