現(xiàn)役燃煤機組全工況脫硝技術(shù)比較

陳華桂， 何育生， 戴興干

(江蘇方天電力技術(shù)有限公司，江蘇 南京 211102)

現(xiàn)役燃煤機組全工況脫硝技術(shù)比較

陳華桂， 何育生， 戴興干

(江蘇方天電力技術(shù)有限公司，江蘇 南京 211102)

燃煤機組低負(fù)荷調(diào)峰運行時，從省煤器出口進入SCR(selective catalytic reduction)脫硝裝置的煙氣溫度偏低，偏離了脫硝催化劑的溫度窗口，造成脫硝效率低，甚至脫硝系統(tǒng)無法正常投入，導(dǎo)致氮氧化物排放濃度超標(biāo)，成了制約機組的深度調(diào)峰能力主要因素。文中介紹了幾種實現(xiàn)燃煤機組NOx全工況達標(biāo)排放的SCR入口煙氣溫度提升技術(shù)，包括省煤器煙氣旁路、省煤器分級、省煤器水側(cè)旁路、彈性回?zé)帷崴傺h(huán)、省煤器分隔煙道、煙氣補燃等，并就各自的技術(shù)特點進行了對比分析，為電廠開展全工況脫硝改造提供參考。

燃煤機組；煙氣脫硝；選擇性催化還原；低負(fù)荷；煙溫

0 引言

江蘇省內(nèi)135 MW以上的主力燃煤機組在2014年全部完成了煙氣脫硝技術(shù)改造，絕大多數(shù)機組都選用效率較高、適用性較廣的SCR(selective catalytic reduction)技術(shù)[1]，SCR技術(shù)是將氨作為還原劑噴入煙氣中，利用催化劑將煙氣中的NOx轉(zhuǎn)化為N2和H2O[2]。SCR催化劑也會將煙氣中的SO2氧化成SO3，當(dāng)反應(yīng)溫度較低時，SO3與逃逸的氨發(fā)生副反應(yīng)，不但消耗NH3，末級催化劑表面和空氣預(yù)熱器還會被副反應(yīng)生成的銨鹽附著、堵塞，降低催化劑活性[3]，甚至堵塞空預(yù)器，影響鍋爐安全運行[4]。在SCR系統(tǒng)控制保護程序中需對反應(yīng)溫度進行限制，當(dāng)煙氣溫度低于限定值時，自動切斷噴氨系統(tǒng)[5]。對于不同的催化劑，該溫度略有不同，一般催化劑的最低噴氨溫度為300 ℃。機組在電力調(diào)度管轄的基本調(diào)峰范圍內(nèi)運行時，即額定負(fù)荷50%～100%，SCR入口煙氣溫度基本都能滿足要求。

1 全工況脫硝的背景

為加快能源技術(shù)創(chuàng)新，挖掘燃煤機組調(diào)峰潛力，提升火電運行靈活性，全面提高系統(tǒng)調(diào)峰和新能源消納能力，政府相關(guān)部門出臺政策，鼓勵省內(nèi)燃煤發(fā)電機組超過基本調(diào)峰范圍進行深度調(diào)峰。并組織技術(shù)支持單位對部分機組進行了深度調(diào)峰試驗。試驗時，機組負(fù)荷降至40%額定負(fù)荷以下不投油穩(wěn)定運行8 h。深度調(diào)峰試驗期間，雖然采取了提高爐膛火焰中心，適當(dāng)提高氧量，燃燒器擺角和SOFA風(fēng)擺角上擺等煙溫調(diào)節(jié)手段來提升省煤器出口煙溫[6]。但從試驗情況看，隨著負(fù)荷的降低，鍋爐省煤器出口(SCR入口)煙氣溫度偏低，如圖1所示。脫硝噴氨裝置不能可靠投入，引起鍋爐煙氣氮氧化物排放超標(biāo)是燃煤機組深度調(diào)峰運行的主要制約因素[7]。

圖1 省煤器出口煙溫和機組負(fù)荷的對應(yīng)關(guān)系Fig.1 The relation between economizer outlet flue gas temperature and unit load

國家環(huán)境保護部環(huán)函[2015]143號，明確了火電廠在任何負(fù)荷時，都必須達標(biāo)排放。脫硝系統(tǒng)無法運行導(dǎo)致的氮氧化物排放濃度高于排放限值要求，認(rèn)定為超標(biāo)排放，并依法予以處罰。在環(huán)保要求持續(xù)提高的新形勢下，要提升燃煤機組的深度調(diào)峰能力，進行全工況脫硝改造尤為必要，以實現(xiàn)燃煤機組最低技術(shù)出力以上全工況穩(wěn)定達標(biāo)排放。

2 全工況脫硝的技術(shù)方向

2.1 采用低溫催化劑

低溫脫硝催化劑的研究方向是拓寬催化劑溫度窗口，使得其在低煙氣溫度條件下保證脫硝效率，燃煤電站鍋爐低溫SCR催化劑技術(shù)多處于研制階段[8]，脫硝效率尚難以滿足超低排放標(biāo)準(zhǔn)要求，目前暫無工程應(yīng)用。

2.2 提升SCR入口煙氣溫度

提升低負(fù)荷時的SCR入口煙氣溫度成了當(dāng)前全工況脫硝的主要方向。絕大多數(shù)現(xiàn)役機組鍋爐出口通過連接煙道與脫硝裝置入口相連，省煤器作為鍋爐的末級受熱面，其出口煙溫對脫硝裝置入口煙溫有顯著影響，而且對于大部分鍋爐類型，脫硝裝置入口煙溫即為鍋爐省煤器出口煙溫。

3 提升SCR入口煙氣溫度的技術(shù)改造方案

省煤器作為換熱裝置，流經(jīng)省煤器外部的高溫?zé)煔鉃榉艧峤橘|(zhì)，流經(jīng)省煤器內(nèi)部的低溫給水為吸熱介質(zhì)，在其他條件一定的情況下，省煤器出口處的煙氣溫度受省煤器換熱量大小影響明顯。

3.1 省煤器煙氣旁路

從鍋爐省煤器前或低溫過(再)熱器前引出高溫?zé)煔猓ㄟ^旁路煙道、調(diào)節(jié)擋板送入SCR系統(tǒng)入口煙道與反應(yīng)器的煙氣混合來調(diào)節(jié)SCR入口煙溫，高負(fù)荷時關(guān)閉擋板門，低負(fù)荷時調(diào)節(jié)擋板門開度，以達到機組低負(fù)荷運行時脫硝設(shè)施投運的溫度條件[9]。帶省煤器煙氣旁路的SCR系統(tǒng)如圖2所示。

圖2 帶省煤器煙氣旁路的SCR系統(tǒng)Fig.2 SCR system with flue gas bypass of economizer

省煤器旁路煙道改造要求進入SCR反應(yīng)器第1層催化劑前的高溫?zé)煔馀c低溫?zé)煔庖旌暇鶆颉Ｔ诳臻g允許的情況下，高溫?zé)煔饨尤朦c應(yīng)盡量遠(yuǎn)離催化劑層，盡可能布置在噴氨格柵和靜態(tài)混合器的上游，通過噴氨格柵和靜態(tài)混合器增加擾動，促進冷熱煙氣的混合。

旁路開啟后，排煙溫度升高，影響機組經(jīng)濟性，若配置低溫省煤器，回收部分排煙余熱后，經(jīng)濟性影響要小一些。如果長期不在低負(fù)荷運行，擋板門處于常閉狀態(tài)，可能會導(dǎo)致積灰、卡澀。該方案投資成本相對較低，且運行操作簡單。對經(jīng)常參與深度調(diào)峰的機組建議使用。

3.2 分級省煤器

將原有省煤器靠近煙氣下游的部分拆除，在SCR反應(yīng)器后增設(shè)一定的省煤器受熱面。給水直接引至位于SCR反應(yīng)器后面的省煤器，然后通過連接管道再引至位于SCR反應(yīng)器前的省煤器。減少SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，從而提高SCR入口煙氣溫度[10]。這種布置基本上不改變水汽系統(tǒng)和風(fēng)煙系統(tǒng)的流程，不影響鍋爐的運行操作，對鍋爐效率影響較小。對于排煙溫度偏高的鍋爐，還可考慮適當(dāng)?shù)卦黾覵CR反應(yīng)器后的省煤器面積，以降低排煙溫度，提高鍋爐效率。分級省煤器示意圖如圖3所示。

圖3 分級省煤器示意圖Fig.3 Sketch diagram of classifying coal economizer

該方案優(yōu)點在于不影響鍋爐整體效率的前提下提高了SCR入口煙氣溫度。缺點是改造工作量較大，投資費用也高。同時，該方案使機組在全負(fù)荷范圍內(nèi)提高了反應(yīng)器進口煙溫，必須考慮在高負(fù)荷時進口煙溫是否存在過高的問題，尤其是在夏季機組高負(fù)荷運行時，SCR進口煙氣溫度可能接近甚至超過催化劑的允許的最高溫度，造成催化劑燒結(jié)。此外，實施脫硝改造工程時還應(yīng)考慮SCR反應(yīng)器下部有無安裝省煤器空間及鋼結(jié)構(gòu)荷載不足的問題[11]。

3.3 省煤器水側(cè)旁路

省煤器水側(cè)旁路是將給水從省煤器進口集箱通過連接管引至省煤器出口集箱，旁路連接管上裝設(shè)調(diào)節(jié)閥，在低負(fù)荷時通過開啟旁路調(diào)節(jié)閥增加旁路給水流量，使流經(jīng)省煤器的水量減少來降低省煤器的吸熱，從而提高省煤器的出口煙溫[12]。省煤器水側(cè)旁路示意圖如圖4所示。

圖4 省煤器水側(cè)旁路示意圖Fig.4 Sketch diagram of water bypass of economizer

該方案改造設(shè)備少，投資費用也低。由于水側(cè)換熱系數(shù)比煙氣側(cè)換熱系數(shù)大幾個數(shù)量級，水量減少時，省煤器換熱量基本不變，出口煙溫變化較小，只是提高了省煤器出口水溫。容易出現(xiàn)省煤器出口水欠焓降低，嚴(yán)重時會對水動力產(chǎn)生影響。對低負(fù)荷需要調(diào)節(jié)煙溫升高幅度較低的鍋爐，或不經(jīng)常參與深度調(diào)峰的機組可采取本方案。

3.4 彈性回?zé)?/p>

彈性回?zé)峒夹g(shù)是在回?zé)嵯到y(tǒng)的1號高加前增設(shè)1臺0號高壓給水加熱器，見圖5。其抽汽來自一段抽汽上游。額定工況時，該段抽汽的閥門關(guān)閉，0號高加不加熱給水。低負(fù)荷時，閥門開啟，投入0號高加加熱給水，提升給水溫度，降低省煤器換熱量，進而提高省煤器出口煙溫。0號高加會降低汽機熱耗，但系統(tǒng)較復(fù)雜，需要現(xiàn)場具有相應(yīng)的布置空間，且存在排煙溫度升高造成鍋爐效率降低的問題。機組煤耗降低較小，配置低溫省煤器，回收部分排煙余熱后，節(jié)能效果要略微好一些[13]。

圖5 彈性回?zé)崾疽鈭DFig.5 Flexible regenerative heating

3.5 熱水再循環(huán)

該技術(shù)主要用于亞臨界汽包鍋爐，對現(xiàn)有的鍋爐水系統(tǒng)進行改造，利用爐水循環(huán)泵將部分高溫飽和水輸送至省煤器水側(cè)進口聯(lián)箱與給水混合，以提高進入省煤器的給水溫度，減少給水在省煤器中的吸熱量，進而提高鍋爐省煤器出口煙氣溫度，使之溫度達到SCR脫硝的適用溫度，這一改造溫度提升的效果主要受制于爐水循環(huán)泵的揚程，適合爐水泵揚程裕量較大的情況。為此做了部分改進，將部分爐水摻入給水的同時將部分給水旁路進入下降管，可以在不增加省煤器流量的條件下更大地提高省煤器入口水的溫度，從而獲得煙氣溫度更大提升的效果。最大煙溫提升可達20 ℃。該系統(tǒng)方案有效解決了SCR因入口溫度低脫硝系統(tǒng)停止運行的問題，而且較水側(cè)的其他方法具有提升煙氣溫度幅度大，系統(tǒng)簡單，改造投資少，對其他工況的影響小等特點。熱水再循環(huán)示意圖如圖6所示。

圖6 熱水再循環(huán)示意圖Fig.6 Schematic diagram of hot water recycling

3.6省煤器分隔煙道

該技術(shù)將省煤器的管片進行分隔，分成幾個煙道，在分隔煙道上再增設(shè)擋板，控制分流每個煙道的煙氣流量[14]，使得省煤器與煙氣的換熱面積和流量可進行無級變化，從而達到省煤器出口煙溫控制在315 ℃以上[15]，確保SCR在鍋爐低負(fù)荷下能正常噴氨運行，降低氮氧化物排放量，符合國家環(huán)保要求[14]。省煤器分隔煙道示意圖如圖7所示。

圖7 省煤器分隔煙道示意圖Fig.7 Schematic diagram of separated economizer flue

3.7 煙氣補燃技術(shù)

煙氣補熱技術(shù)包括燃油方案及燃?xì)夥桨福阱仩t從點火到最低穩(wěn)燃工況之間的非穩(wěn)燃工況下，滿足SCR脫硝的煙氣溫度要求，以實現(xiàn)最大負(fù)荷范圍的SCR投運。燃油方案采用外置燃油點火風(fēng)道，通過引出爐膛尾部的低溫?zé)煔膺M入點火風(fēng)道助燃，再將產(chǎn)生的高溫?zé)煔馀c煙道內(nèi)低溫?zé)煔饣旌暇鶆蚝筮M入反應(yīng)器，達到SCR煙氣脫硝要求；燃?xì)夥桨甘窃诿撓醴磻?yīng)器之前增加一段煙道，布置燃?xì)馊紵鳎ㄟ^低溫?zé)煔庵肌⑷紵沟脽煹纼?nèi)煙氣溫度提高，從而滿足SCR煙氣脫硝。油燃燒器點火初期油燃燒不完全，產(chǎn)生的煙氣中會攜帶部分未燃盡的油滴附著在反應(yīng)器上面，玷污催化劑。從結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性以及整個設(shè)施的投資而言，燃?xì)夥桨篙^燃油方案經(jīng)濟性更高一些，更適合采用在實際的工程當(dāng)中[16]。煙氣補燃示意圖如圖8所示。

圖8 煙氣補燃示意圖Fig.8 Schematic diagram of flue gas afterburning

4 全工況脫硝技術(shù)比較

分級省煤器技術(shù)投資成本高、施工難度大、改造工期長，對機組控制方式?jīng)]有影響，對鍋爐效率基本沒有影響，低負(fù)荷脫硝入口煙溫提升幅度較大，運行中無需調(diào)節(jié)。省煤器煙氣旁路技術(shù)與分級省煤器技術(shù)相比改造投資成本相對較低，改造工期相對較短，控制簡單，但占用空間大，鍋爐效率會有所降低，脫硝入口煙溫提升幅度較大，運行中需要調(diào)節(jié)，長期不用時，積灰會造成擋板卡澀。省煤器水側(cè)旁路技術(shù)改造投資較小，工期短，低負(fù)荷脫硝入口煙溫提升幅度較低，旁路水量過大時，省煤器存在沸騰風(fēng)險，鍋爐效率有所降低。

彈性回?zé)峒夹g(shù)系統(tǒng)較為復(fù)雜，改造投資較大，工期較長，需增加一臺高壓加熱器，汽輪機需要有抽汽口，脫硝入口煙溫提升幅度一般，這一技術(shù)可降低低負(fù)荷工況下的汽輪機熱耗，同時也因排煙溫度升高使得鍋爐效率有所下降，但綜合起來機組總熱效率仍有所提高，滿足環(huán)保要求的同時還可以提升機組的經(jīng)濟性。

熱水再循環(huán)、尤其適用于亞臨界汽包鍋爐，改造工期短，施工簡單，脫硝入口煙氣溫度提升有限，鍋爐效率有所降低。省煤器分隔煙道技術(shù)改造工程量相對較少，控制簡單，但擋板門存在積灰卡澀可能，低負(fù)荷運行時，流場惡化，煙氣流速加快，存在省煤器磨損風(fēng)險，鍋爐效率有所下降[17]。煙氣補燃技術(shù)，適用于從鍋爐點火到最低穩(wěn)燃工況之間，滿足SCR脫硝的煙氣溫度要求。

5 結(jié)論

現(xiàn)役燃煤機組實施全工況脫硝改造是新的環(huán)保政策要求，也是機組調(diào)峰能力進一步提升的關(guān)鍵所在。通過合理的途徑提高SCR入口煙氣溫度，以達到脫硝正常運行需要是可以解決目前的低負(fù)荷脫硝問題，而排煙溫度提高所帶來的熱效率降低問題也是可以通過增加尾部受熱面來加以解決。

目前可以采用全工況脫硝改造方案較多，改造要求、改造效果、工程造價各不相同。電廠應(yīng)結(jié)合自身設(shè)備的實際運行情況、現(xiàn)場空間狀況，通過綜合考慮改造效果、實施難度、經(jīng)濟性來選擇合適的改造方案，實現(xiàn)全工況脫硝，從而提高機組的調(diào)峰能力，增強運行靈活性。

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(編輯徐林菊)

Comparison of Denitrification Technology for In-service Coal-fired Unit in All Conditions

CHEN Huagui, HE Yusheng, DAI Xinggan

(Jiangsu Frontier Electric Technologies Co. Ltd., Nanjing 211102, China)

Low load peak operation of coal-fired unit the flue gas temperature from the economizer outlet enters the SCR denitrification device is low, deviated from the temperature window of the denitrification catalyst, resulting in low efficiency of denitrification, even the denitrification system is not normal put into operation, resulting in the concentration of nitrogen oxides emission exceeded, has become the main factors restricting the unit’s depth peak capacity. This paper introduces several SCR inlet flue gas temperature upgrading technology for realizing the emission of NOxof coal-fired unit, and compares the technical characteristics of each other, and provides reference for the power plant to carry out the whole working condition denitrification Reformation.

coal fired unit; flue gas denitration; SCR; low load; flue gas temperature

陳華桂

2017-04-05；

2017-05-26

TK223

：A

：2096-3203(2017)05-0160-05

陳華桂(1978—)，男，江蘇姜堰人，高級工程師，從事發(fā)電機組節(jié)能降耗與污染物減排方面的工作(E-mail： chenhuagui2000@sina.com)；

何育生(1960—)，男，安徽巢湖人，高級工程師，從事火電機組熱工自動化試驗研究工作(E-mail：heyusheng@126.com)；

戴興干(1977—)，男，江蘇興化人，工程師，從事火電機組的性能測試和優(yōu)化方面的工作(E-mail：daixg@126.com)。