火電廠并網(wǎng)脫硝和低負荷脫硝的技術現(xiàn)狀

李文成，譚增強，蒙 毅，趙 越

（1.江西贛能股份有限公司豐城二期發(fā)電廠，江西 豐城 331104；2.西安西熱鍋爐環(huán)保工程有限公司，陜西 西安 710054）

0 引言

碳達峰、碳中和的“3060雙碳目標”及氣候峰會的階段性目標表明，風電、光伏等清潔能源將會加速發(fā)展；但風電與光伏具有隨機性、波動性、間歇性特點，大規(guī)模并網(wǎng)產(chǎn)生的功率及頻率波動將會超出傳統(tǒng)電源的調(diào)節(jié)能力。江西電網(wǎng)位于華中腹地，近年來經(jīng)濟發(fā)展迅速，電力負荷峰谷差大、變化快速，煤電電源占比60%左右，燃煤機組承擔著重要的任務，然而燃煤機組的深度調(diào)峰能力和頻率調(diào)節(jié)能力相對水電和燃氣電廠較弱，因此江西電網(wǎng)整體調(diào)峰和調(diào)頻能力有限。現(xiàn)役裝機容量巨大的燃煤機組調(diào)峰能力若能大幅度提升，將會進一步助力風光類新能源的發(fā)展，成為江西電網(wǎng)的“壓艙石”。

在機組低負荷時，脫硝SCR催化劑長時間在最低噴氨溫度以下運行時，脫硝反應逃逸的氨會與SO3反應生成硫酸氨和硫酸氫氨[1，2]。隨著國家對火電機組大氣污染物排放標準越來越嚴格，需要在保證機組安全和脫硝催化劑使用壽命的前提下，實現(xiàn)機組啟動并網(wǎng)前脫硝系統(tǒng)投入運行，NOx排放滿足《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223—2011）及地方環(huán)保排放要求[3]。

1 機組并網(wǎng)前投運SCR脫硝的技術路線

1.1 確定最低連續(xù)噴氨溫度（MOT）

可通過脫硝催化劑性能試驗，確定不同硫份煤種對應的催化劑MOT和該溫度下允許運行時間。催化劑在煙溫為305℃（對應約300 MW負荷）條件下可安全穩(wěn)定運行，催化劑在煙溫為280℃條件下運行時會導致活性緩慢下降。在運行時間不超過3.0 h的條件下，可以通過升高機組負荷的方式使得催化劑性能恢復[4]。

1.2 優(yōu)化啟動配煤

應在機組啟動期間優(yōu)化配煤，如采用高揮發(fā)分煤、低硫煤，以降低NOx生成量和最低噴氨溫度。

1.3 提高鍋爐水側溫度

1）在鍋爐上水時投入輔汽加熱除氧器，提高除氧器出口水溫至最高允許溫度，避免鍋爐本體尤其是省煤器區(qū)域在啟動初期出現(xiàn)溫降。

2）汽輪機暖機過程中及時投入其它高加，利用沖轉乏汽的汽化潛熱加熱給水，防止省煤器出現(xiàn)較大的煙氣溫降，提高爐內(nèi)溫度，有利燃燒；增大沖轉進汽量以縮短暖機時間。

3）在鍋爐點火后，爐水因通過BCP泵在水冷壁中循環(huán)吸收熱量而提高溫度，并與少量鍋爐補水混合，從而有效提高了省煤器入口給水溫度，使得煙溫得到提升[5]。

1.4 提高鍋爐煙溫

通過配風、配煤、提升火焰中心位置等方法提高爐膛出口煙溫，從而提高脫硝入口煙溫。在汽輪機暖機過程中，可通過增大汽機高旁開度，適當增加燃料量，提高低溫再熱器入口溫度，調(diào)整煙氣再循環(huán)流量，調(diào)整再熱煙道擋板，增大尾部煙道低再區(qū)域的通煙量，有效提高脫硝入口煙溫[6]。

1.5 提高鍋爐蒸汽側溫度

在啟動階段，提高蒸汽溫度可抑制蒸汽管道對煙氣的冷卻，使煙溫維持在較高水平。

1）開大啟動階段的高旁開度，提高再熱器入口蒸汽溫度，以提高煙溫。

2）延長3 000 rpm暖機時間提高再熱蒸汽溫度，遏制煙溫下降。適當降低沖轉參數(shù)以增加沖轉蒸汽流量，提高暖機效果，加快后期主、再熱蒸汽溫度的提升；防止因再熱蒸汽量增大而導致煙溫降低。

2 機組深度調(diào)峰投運SCR脫硝的技術路線

2.1 煙氣側調(diào)溫旁路

煙氣旁路主要是在冷態(tài)啟動初期以及低負荷工況下運行，通過調(diào)節(jié)主煙道調(diào)節(jié)擋板開度，來適當調(diào)節(jié)主煙道的阻力，并通過旁路煙道的調(diào)節(jié)擋板調(diào)節(jié)旁路中的煙氣流量，從而控制混合后的煙溫，高負荷運行時關閉擋板即可。抽取旁路煙氣的位置有多種選擇，如省煤器入口、低溫過熱器入口和更高參數(shù)的上游煙氣。旁路煙氣的抽氣位置越靠前則旁路的煙溫會越高，煙氣旁路對SCR入口的煙溫調(diào)節(jié)能力就越強，同時影響的爐內(nèi)受熱面就越多。煙氣側調(diào)溫旁路會帶來的問題是SCR入口煙溫分布偏差較大[7]。

2.2 省煤器水側旁路

省煤器水側旁路方案是在省煤器進口集箱前設置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水短路，直接引至省煤器吊掛管出口，水冷壁下集箱前，減少給水在省煤器中的吸熱量，以達到提高省煤器出口煙溫的目的。

采用省煤器水旁路方案時，需考慮以下幾個不利影響：1）減少了省煤器給水流量，工質(zhì)沒有足夠的過冷度，省煤器運行過程可能出現(xiàn)汽蝕，影響省煤器安全運行；2）省煤器換熱量減少，排煙溫度升高，降低了鍋爐效率；3）由于省煤器換熱的熱阻主要在煙氣側，水側流量的變化對換熱系數(shù)影響很小，可以調(diào)節(jié)的煙溫范圍有限。對于SCR入口煙溫提升幅度較小（10℃以內(nèi)）的機組可采用本方案，而對于煙溫提升幅度較大的機組則不適用[8]。

2.3 省煤器分級布置

將原省煤器下游部分拆除，在SCR后增設一定面積的省煤器換熱面；給水引至位于SCR反應器后的省煤器，然后引至位于SCR反應器前的省煤器中。通過減少SCR反應器前的省煤器吸熱量，提高SCR入口煙溫。

省煤器分級布置[9]的主要缺點是：

1）此方案的改造難度大，工期長，投資成本相對較高，不適合老機組改造；

2）脫硝催化劑運行溫度整體提高，脫硝催化劑存在的高溫燒結風險上升；

3）SCR裝置后需要新增部分省煤器，這就需要對原有的鋼結構及基礎進行校核，如果不能滿足要求，需要對鋼結構及基礎進行加固。

2.4 增設0號高加

在回熱系統(tǒng)1號高加后增設1臺0號高加，通過補汽閥接口從汽輪機中倒抽汽，從而提高進入省煤器的給水溫度，該方案優(yōu)點是在低負荷下可明顯提高進入省煤器的給水溫度，從而提高煙氣溫度，但對機組運行也存在如下影響[10]：

1）受限于高加設備加工制造的限制，需要對補汽閥出口蒸汽減溫、減壓后進入0號高加，節(jié)流損失降低機組經(jīng)濟性；

2）該方案投資較大，對運行控制水平要求較高。

2.5 回熱抽汽補充給水

抽汽引入一高加，在機組低負荷時投運該路抽汽，利用主蒸汽引射壓力回熱抽汽，其混合蒸汽進入輔助加熱器，加熱給水以提高給水溫度。最大可使機組煤耗率下降1 g/（kW·h），可提高SCR裝置進口煙溫。

2.6 省煤器熱水再循環(huán)

基于省煤器給水旁路系統(tǒng)，加裝省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng)，進一步減少省煤器吸熱量以提高脫硝裝置入口煙溫。優(yōu)點：1）改造所需空間小，現(xiàn)場施工量較小；2）改造工期短，投資費用較低；3）系統(tǒng)簡單，可動態(tài)調(diào)節(jié)SCR入口煙溫；4）當鍋爐在高負荷下SCR入口煙溫滿足要求時，可關閉此系統(tǒng)，維持鍋爐的整體效率不變。缺點：在低負荷下鍋爐效率有所降低。

3 結語

SCR脫硝裝置的上游布置有多級對流受熱面和輻射受熱面，包括低溫過熱器、省煤器等。從煙氣換熱的具體過程考慮，如果設法減少煙氣通過這些受熱面時的換熱量，那么最終進入SCR脫硝裝置的煙溫必然提高。從煙氣和工質(zhì)的整個換熱過程來分析，要減少換熱量，有三個途徑：一是減少受熱面的面積；二是通過改變換熱面的物理特性來削弱換熱；三是減少參與換熱的工質(zhì)或煙氣量。

機組并網(wǎng)前投運脫硝系統(tǒng)技術路線以改變鍋爐尾部受熱面熱量分配、提高脫硝裝置入口煙溫為原則，結合機組工藝特性，全面分析啟動過程，優(yōu)化運行操作。

機組深度調(diào)峰投運脫硝系統(tǒng)技術路線以改變鍋爐尾部受熱面熱量分配、提高脫硝裝置入口煙溫為原則，結合機組工藝特性，全面分析深度調(diào)峰運行過程，在優(yōu)化運行操作的基礎上，進行輔助改造，實現(xiàn)機組深度調(diào)峰狀態(tài)下投運脫硝系統(tǒng)。