采用#0高加對火電機組脫硝方案的經濟效益影響

李冉

中國電力工程顧問集團華東電力設計院有限公司

0 引言

全球經濟的高速發展以及資源的日益緊張，發展低碳高效的節能技術已成為全球能源行業的首要任務。2015年12月，國家發改委、能源局、環保部下發了關于印發《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》通知（環發[2015]164號）。根據《通知》精神要求，到2020年，全國所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現超低排放。

目前，我國燃煤機組普遍采用選擇性催化還原（SCR）法進行煙氣脫硝，當機組低負荷運行時，機組熱效率下降，同時會使NOX排放增加[1]。為進一步落實節能減排，滿足更高標準的排放指標，一些燃煤電廠進行了一系列脫硫脫銷綜合升級改造。鍋爐的寬負荷脫硝技術是一種新型節能的脫硝改造技術。當機組處于低負荷時，省煤器中水溫下降，導致出口煙氣溫度相應下降，為防止低溫煙氣對催化劑造成腐蝕，脫硝裝置通常在50%THA負荷工況下退出運行。因此，低負荷運行時需提高機組省煤器出口煙氣溫度，才能確保脫硝設備運行。由于省煤器端差的因素，如何在機組低負荷時提高給水溫度，是目前實現寬負荷脫硝的關鍵。

1 節能技術

1.1 常規回熱系統

在常規火力發電廠中，通常配置回熱系統，利用汽輪機各級抽汽通過加熱器逐級加熱凝結水和給水，以提高熱力系統循環效率[2]。該配置中，各級加熱器與汽輪機的各級抽汽通常是一一對應，見圖1。回熱系統的回熱效率與最佳回熱給水溫度有關，而給水溫度與抽汽的壓力成正比，抽汽壓力越高，給水溫度越高。受熱力系統設備結構等條件限制，目前高參數機組，特別是超臨界和超超臨界機組，在最大負荷工況下，機組的給水溫度一般都明顯低于理論最佳回熱溫度。

圖1 常規回熱系統示意圖

汽輪機是滑壓運行，隨著機組負荷的下降，汽輪機抽汽壓力隨之下降，回熱系統的給水溫度也隨之降低。雖然低負荷最佳回熱溫度可以相對升高，但受各級加熱器與汽輪機的各級抽汽所對應回熱系統的影響，回熱效率受到制約，從而限制了機組整體熱力循環效率。

1.2 寬負荷高效回熱系統技術

為提高機組在低負荷工況的效率，針對熱力系統運行特點，開發了寬負荷高效回熱系統技術[3]，其基本原理如圖2所示。

圖2 增設#0高加給水溫度方案系統圖

該技術回熱系統配置了#0高加，在機組部分負荷工況時，#0高加投入運行，可有效提高給水溫度，使其接近最佳回水溫度，提高機組效率，經濟效益明顯；在機組處于高負荷時，由于#0高加投入運行時給水溫度升高有限，同時降低機組出力，影響機組滿發。因此，可在高負荷工況時逐漸將#0高加退出，機組寬負荷運行范圍的綜合效率將得到提高。

在鍋爐燃燒和SCR催化反應中都會產生SO3，當SCR溫度較低時，煙氣中的SO3會與NH3反應造成催化劑表面銨鹽沉積，覆蓋催化劑有效活性面積，使系統性能受到影響，反應方程式如下：

因此要根據機組運行情況與設計條件限制運行溫度，各溫度限值的關系見圖3。

圖3

溫度限制的定義：

·MXOT：最高運行溫度——430℃

該溫度定義了SCR可連續運行的最高溫度，超過該溫度，就會產生催化劑高溫燒結，從而降低催化劑的活性。該溫度限值取決于催化劑的熱穩定性。

·MOT：最低運行溫度——320℃

該溫度定義了SCR可連續運行的最低溫度，在這個溫度以上不會發生銨鹽沉積，因此從MOT到MXOT為無限制連續運行溫度區。該溫度取決于NH3和 SO3的濃度。

·MIT：噴氨溫度

該溫度定義了噴氨系統啟動與停止的臨界狀態。

·RT：恢復溫度

機組短時間運行在MIT與MOT中間的溫度下，會產生少量銨鹽，可通過機組在恢復溫度以上運行一定時間后分解銨鹽恢復催化劑性能。如果長時間停留在低溫區，或在短期內頻繁地陷入低溫區運行，即使再回到高溫區，性能也難以恢復，其結果將使催化劑壽命縮短。

綜上所述，由于受到物理化學因素的限制，一般要求最低噴氨溫度在315℃～320℃以上。上述溫度與催化劑反應溫度的相關性不大，主要是受到煤質因素的影響，且難于改變，可通過提高低負荷工況下的反應器入口溫度予以改善。

目前，國內改造工程中常用的寬負荷脫硝技術主要包括：

·煙氣側調溫旁路

·省煤器水側旁路

·省煤器分段布置

·增設寬負荷高效回熱系統提高給水溫度

采用寬負荷高效回熱系統可以提高給水溫度，在不同負荷下，平均給水溫度能維持基本不變。因此，在低負荷下，給水溫度相對顯著提高，省煤器出口煙氣溫度亦相對升高，即使在最低負荷下進入脫硝系統反應器的入口煙氣溫度仍然能確保大于320℃，使催化劑安全運行，從而使脫硝系統（SCR）在最低穩燃以上負荷范圍內不再需要退出運行，提高了脫硝系統的利用率，顯著提升了機組的環保水平，減少了排放量。

2 實例分析

以江蘇某1 000MW火電機組為例，分析采用寬負荷高效回熱系統后脫硝工藝的經濟效益變化。

2.1 設置寬負荷高效回熱系統

2.1.1 #0高加方案說明

寬負荷回熱系統即為該機組增設了#0高加，該高加的設計參數見表1，結構特性見表2。

表1 #0高加設計參數

2.1.2 節能經濟性分析

根據該電廠初始熱平衡圖，不設置#0高加時，其經濟性指標見表3。

表2 #0高加結構特性

表3 初始經濟性指標

設置#0高加后的水溫及熱耗變化情況見表4。

表4 設置#0高加后的水溫及熱耗變化情況表

設置#0高加后，省煤器入口給水溫度提升，鍋爐排煙溫度相應提高，因此鍋爐效率是下降的。給水溫度提升越多，其鍋爐效率下降越多，經估算90%THA、75%THA、50%THA工況下鍋爐效率分別下降約0.08%、0.12%、0.12%。

最終得到設置#0高加后的機組經濟指標，見表5。

表5 設置#0高加后經濟性指標

由表5可見，按標煤價格803元/t計算，設置#0高加后從循環效率角度看，本項目每年可節約成本132.5萬元/臺機組。

2.2 設置寬負荷高效回熱系統對脫硝裝置投運的影響

2.2.1 設置寬負荷高效回熱系統對給水溫度的變化

設置寬負荷高效回熱系統后，省煤器出口煙溫及省煤器進出口給水溫度變化見表6。

表6 省煤器出口煙溫及省煤器進出口給水溫度變化

經核算，采用#0高加后，在省煤器入口給水溫度升高的情況下鍋爐水冷壁仍處于安全工況。

2.2.2 設置寬負荷高效回熱系統帶來的脫硝電價收益

江蘇省的脫硝電價現行政策：脫硝電價補貼為0.8分/kWh，機組50%額定負荷及以下負荷區間脫硝設施退出運行，且相應污染物濃度超過限制的時段，沒收環保電價款但可免于罰款。按機組脫硝裝置的退出運行小時數55.084h，且平均負荷450MW，機組共減少約19.8萬元脫硝補貼。

經本次改造，可以在穩燃負荷以上實現全負荷脫硝，機組將有19.8萬元/年的脫硝電價補貼。按目前的負荷率和趨勢，機組在未來幾年內低負荷運行時間將更長，這部分補貼收益實際會更多。

2.2.3 設置寬負荷高效回熱系統對脫硝污染物減排收益的影響

改造前，該廠機組脫硝設施催化劑因工作溫度受限，各機組脫硝設施基本在機組負荷達到50%以上才能投入運行，各機組在啟停或低負荷階段存在氮氧化物排放濃度超標的風險。環保部《關于執行調整排污費征收標準政策有關具體問題的通知》（環辦[2015]10號）規定，污染物日排放濃度超標，該污染物月排污費按照月排放量加倍增收。根據該規定，該廠2016年因機組啟停或電網調度低負荷運行造成氮氧化物日排放濃度超標，以致排污費加倍增收的現象，直接影響電廠經濟效益。

同時，根據國家發改委、能源局、環保部聯合發文《關于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關問題的通知》（發改價格[2015]2835號)要求，因機組啟停或電網調度低負荷運行造成氮氧化物未達標排放，機組超低排放達標投運率低于99%，直接影響電廠超低排放補貼電價，造成盈利受損。

根據該廠實際運行情況，2016年因低負荷脫硝停運造成機組排放日均值超標，單臺機組全年交付排污費（增加）104.2萬元。設置寬負荷高效回熱系統后，單臺機組可以節省排污費用104.2萬元/年。

2.2.4 設置寬負荷高效回熱系統的經濟效益分析

設置寬負荷高效回熱系統靜態投資約1 213萬元，在標煤價格803元/t情況下，單臺機組每年的節能收益為132.5萬元，全負荷脫硝電價收益為19.8萬元，減排收益為104.2萬元，總計256.5萬元/年，靜態投資回收期為4.7年，經濟效益及節能效果顯著。

3 結論

采用寬負荷高效回熱系統可提高機組部分負荷工況的給水溫度，使給水溫度接近最佳回熱溫度，從而增加熱力系統回熱量，減少冷源損失，提高熱力循環效率，降低機組供電煤耗。給水溫度提高后，可有效提高部分負荷時經過省煤器后的煙氣溫度，并可確保SCR系統在寬負荷范圍內處于催化劑的高效區運行狀態，有效防止了在低負荷時脫硝裝置的退出，在為節能減排作貢獻同時，也節約了相應的排污費用。因此，采用該系統可為燃煤電廠帶來顯著的經濟效益和環保收益，具有一定的推廣價值。