省煤器表面污染對SCR脫硝經濟性的影響

范軍輝， 寧華兵， 韋 斌， 張 博， 陳 鵬

(中國能源建設集團西北電力試驗研究院有限公司， 西安 710032)

截至2016年12月，全國發電裝機容量已達16.5億kW，其中火電為10.5億kW，占全國總裝機容量的66.3%，火電發電量約占全國總發電量的71.6%，其中6 000 kW及以上電廠消耗原煤約18.7億t[1]。氮氧化物(NOx)作為燃煤電站主要排放的污染物之一，嚴重危害生態環境和人類的生命安全[2]。對此，相關環保部門制定了一系列NOx排放控制標準及政策，但燃煤電站由于在火電行業占的比例大，依然面臨著較大的減排壓力[3]。

選擇性催化還原煙氣(SCR)脫硝技術由于脫硝效率高且技術成熟，被廣泛應用于燃煤電站脫硝裝置。國內外專家學者對SCR催化機理、反應動力學和催化性能等方面進行了大量研究[4-6]。煙氣溫度與SCR 煙氣脫硝裝置中的催化劑活性有直接關系，是影響SCR運行特性的關鍵因素，研究表明針對目前商業化SCR中溫釩鈦系催化劑，只有煙氣溫度在320 ℃以上才能保證其具有較高的脫硝效率，而當煙氣溫度低于該溫度時，SCR催化劑活性降低，裝置脫硝效率明顯下降。SCR反應煙溫是隨機組負荷降低而降低的，因此在低負荷下由于煙溫低于SCR最低允許溫度導致SCR退出運行是目前國內燃煤電站較普遍存在的問題[7]。鍋爐運行過程中，省煤器表面污染會影響脫硝反應溫度，由于灰污層的導熱系數很低，熱阻很大，會降低受熱面的傳熱效果，直接影響省煤器出口煙溫和SCR系統的脫硝性能。同時鍋爐排煙溫度提高，鍋爐效率降低，嚴重的積灰或結渣對鍋爐的安全經濟運行有很大的影響[8]。

盡管國內外學者關于鍋爐受熱面潔凈程度對鍋爐運行的影響進行了大量研究[9-13]，包括灰污沉積模型、灰污增長預測模型以及受熱面灰污監測和吹灰優化等，但省煤器表面污染對SCR脫硝系統運行的經濟性影響，目前研究還較少。因此，筆者以國內某電廠600 MW機組為研究對象，首先設計了在50%THA、60%THA和70%THA三種負荷下的省煤器表面清潔因子CF，進而在不同CF下對各工況進行了熱力計算，研究CF對鍋爐省煤器主要運行參數和SCR脫硝系統經濟性的影響，在此基礎上分析了增設0號高壓加熱器(簡稱高加)方案對經濟性的影響，為電廠SCR脫硝系統安全高效經濟運行提供指導。

1 研究對象及方法

1.1 研究對象

該電廠600 MW亞臨界燃煤發電機組鍋爐采用亞臨界參數、控制循環、四角切圓燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態排渣、緊身封閉、全鋼構架的П形汽包爐。鍋爐的設計和校核煤種分析見表1。

表1 煤質分析

脫硝裝置選用高灰型SCR工藝，采用體積分數為99.6%的液氨作為反應劑，每臺脫硝反應器按2+1模式布置設計，初裝2層預留1層。脫硝催化劑采用蜂窩式釩鈦基催化劑，其主要參數見表2。

表2 催化劑主要參數

1.2 計算方法

首先在50%THA、60%THA和70%THA三種負荷下進行設計得到對應工況下省煤器受熱面的不同污染程度，用CF表示，并進行鍋爐部分熱力計算，得到上述三種工況下的省煤器表面CF對應的省煤器主要運行參數以及鍋爐效率，從而可計算供電標準煤耗分析機組運行的經濟性。減小CF可提高SCR反應溫度，一定程度上改善脫硝系統運行，這將會對電廠的脫硝成本產生影響。根據文獻[7]和文獻[14]可知，脫硝成本中氨耗成本和NOx排放費用均與脫硝效率有關，因此需考慮脫硝成本中氨耗成本和NOx排放費用的變化。

1.2.1 清潔因子CF

對于省煤器受熱面污染狀況，用CF來表示。

(1)

式中：K0為理論計算傳熱系數，W/(m2·K)；K1為實際運行的傳熱系數，W/(m2·K)。

當CF= 1 時，受熱面處于理想的潔凈狀態；當CF<1時，受熱面處于污染狀態。CF越小說明污染越嚴重，表明積灰結渣越嚴重。

1.2.2 煙溫和水溫計算模型

由于省煤器總受熱面積不變，故整個省煤器煙氣側和水側的換熱量不變，為研究受熱面清潔程度變化改變煙溫原理特性，建立不同CF下煙溫和水溫的計算模型。

ty″-ts′=(ty′-ts″)e-μKA

(2)

式中：ty′、ty″分別為原省煤器入口、出口的煙溫，℃；ts′、ts″分別為原省煤器入口、出口的水溫，℃；μ為簡化表達式引入的系數，μ=1/qm1c1-1/qm2c2，qm1、qm2分別為水的進口和出口質量流量，kg/s，c1、c2分別為水的進口和出口比熱容，J/(kg·K)；K為傳熱系數，W/(m2·k)；A為省煤器受熱面積，m2。

根據熱平衡關系可得：

ΦA=3.6KAΔtm=D·cp·(ts″-ts′)

(3)

式中：Δtm為省煤器平均溫差，K;cp為水的比定壓熱容，J/(kg·K)；ΦA為熱流量，kJ/h；D為鍋爐實際負荷，kg/h。

(4)

式中：Δt′為進口煙溫與出口水溫的溫差，K。

聯立式(2)、式(3)、式(4)可求得ts″、ty″：

(5)

(6)

而將K1=CF·K0、K=K1代入式(5)、式(6)得到：

(7)

(8)

將式(7)、式(8)等號兩邊分別對CF求微分，令μK0A=M，可得：

(9)

(10)

由式(9)、式(10)可知：ts″隨CF的減小而減小，而ty″隨CF的減小而增加，因此通過改變省煤器表面CF，可實現對SCR脫硝系統反應煙溫的調節。

2 計算結果分析

2.1 CF對省煤器主要運行參數及排煙溫度的影響

在50%THA、60%THA、70%THA三種負荷下，根據所建立的熱力計算模型，分別計算了CF為0.5、0.6、0.7、0.8、0.9、1.0時，對省煤器主要運行參數的影響，其結果見圖1。

圖1CF對溫度的影響

由圖1可以看出：當CF一定，即省煤器表面污染程度相同，ty″隨著負荷的增加而增加；而當負荷一定，ts″均隨著CF的降低而降低，ty″隨著CF的減小而增加，這主要是由于省煤器表面被污染導致換熱變差。根據熱力計算的結果，在50%THA工況下，當CF為1.0時(省煤器表面未被污染)，省煤器出口煙溫等于原始設計下的省煤器出口煙溫301 ℃(在60%THA工況下為312 ℃，在70%THA工況下為328 ℃)，即SCR入口煙溫為初始計算值；當CF下降到0.7時(實際傳熱系數僅為理想傳熱系數的0.7)，SCR反應器入口煙溫比污染前提高了40.1 K(在60%THA工況下為40.7 K，在70%THA工況下為45.5 K)。可以看出，ty″變化明顯，所以表面被污染在一定程度上可提高煙溫，達到催化劑最佳反應溫度范圍(340～360 ℃)，但表面污染嚴重，換熱效果不佳，容易造成排煙溫度升高，在50%THA工況下排煙溫度提高了12.8 K(在60%THA工況下為13.4 K，在70%THA工況下為14.7 K)，直接導致鍋爐效率下降。研究表明，電站鍋爐600 MW 機組其排煙溫度每升高10 K，鍋爐效率下降0.4%～0.6%[15]，并根據文獻[7]，估算得到相應的供電煤耗將增加約5 g/(kW·h)，其燃煤成本將增加500元/h，嚴重影響鍋爐運行的經濟性；同時考慮若機組在高負荷下運行，表面污染嚴重其出口煙溫是否會超過允許的最高溫度(430 ℃)。由計算結果可以看出負荷在70%THA工況下，當CF<0.7時，煙溫提升最明顯，尤其是CF為0.5時，SCR入口煙溫由328 ℃增加到了434.9 ℃，已超過允許的最高溫度(<430 ℃)，考慮對受熱面表面及時進行吹灰操作，已防止SCR脫硝系統反應溫度超溫。

2.2 CF對脫硝成本變化的影響

由于在不同的負荷下，SCR煙溫水平不同，而且不同CF下導致的SCR煙溫也不同，因此不同工況下CF變化對應的SCR效率水平及其增幅也并不相同。根據SCR脫硝效率與SCR入口煙溫的關系圖[16]，查得50%THA、60%THA和70%THA工況下的CF所對應的SCR入口煙溫及脫硝效率，由于在60%THA和70%THA工況下當CF為0.5時，省煤器出口煙溫已超400 ℃(效率曲線給出的溫度是300～400 ℃)，因此只研究CF為0.6～1.0時的變化，結果見圖2。

圖2 CF對脫硝效率的影響

由圖2可見：CF由1.0降為0.6，50%THA工況下脫硝效率一直增加，而60%THA和70%THA工況下脫硝效率是先增加后減小，這主要是由于CF引起煙溫變化(是否在最佳反應溫度范圍)，從而改變脫硝效率。在50%THA工況下， SCR脫硝效率由85.4%提升至89.2%，增幅為4.2百分點(而60%THA工況下和70%THA工況下分別在CF降為0.7和0.8時脫硝效率最高，分別提高了2.9百分點和1.5百分點)，與理想CF工況下相比，這相當于在50%THA工況下多噴了7.7 kg/h的氨(在60%THA工況下為6.4 kg/h，在70%THA工況下為4.4 kg/h)，若氨水價格按3 000元/t估算，則氨耗成本降低了23.1元/h(在60%THA工況下為20.1元/h，在70%THA工況下為13.8元/h)，說明CF降低在提升煙溫的同時，也在一定程度上降低了SCR氨耗成本(見圖3)。

圖3 CF對氨耗成本的影響

若噴氨量一定，SCR脫硝效率提高，出口NOx排放質量濃度將會降低，從而降低NOx排放費用。在50%THA工況下，CF降為0.6時，出口NOx排放質量濃度由44.1 kg/h降低到了31.6 kg/h，降低了12.5 kg/h(在60%THA工況下為10.2 kg/h，在70%THA工況下為5.7 kg/h)，NOx排放費用將降低了30.1元/h(在60%THA工況下為24.5元/h，在70%THA工況下為13.8元/h)[7]，說明省煤器表面污染在提升煙溫的同時也會降低SCR脫硝成本，而且污染越嚴重，越能節省脫硝成本(見圖4)。當CF降為0.6、機組在70%THA工況下，由于脫硝效率較CF=1.0時要低，所以此工況下NOx排放費用增加了2.3元/h。

圖4 CF對NOx排放費用的影響

綜上所述，當省煤器表面被污染，且CF降低越多，其煙溫升高越明顯，在CF下降到一定范圍內，促進SCR脫硝系統反應煙溫提升，使得SCR脫硝效率有所增加，這在一定程度上相當于降低了氨耗成本，節省了NOx排放費用，但同時排煙溫度的升高會增加機組運行的燃煤成本。當CF由1.0降到0.6，在50%THA工況下SCR脫硝效率增加了4.2%，其脫硝成本最多降低30.1元/h，但排煙溫度增加了20.5 K，對應的燃煤成本經估算將會增加500元/h以上。根據文獻[7]研究結果，采用增設0號高加控制SCR脫硝煙溫方案，當給水溫度提升30 K，在50%THA工況下SCR煙溫提高了22 K，脫硝效率增加了2.1%，脫硝成本總共降低了27.3元/h，而燃煤成本卻增加了156.7元/h。對比不難發現，采用增設0號高加方案對機組運行更經濟，但投資成本較高，包括設備初投資500萬元/套以及增加的抽汽系統、高壓給水系統會增加約100萬元的管件、閥門、支吊架等的投資費用，況且由于未預留增加0號高加空間，從工藝角度來看，實施難度較大[17]。

為滿足國家環保關于NOx排放要求，當機組在低負荷運行時建議采用省煤器表面污染控制SCR脫硝系統反應煙溫方案，實際運行中應及時根據煙溫變化判斷省煤器污染程度，以防止受熱面嚴重超溫。當省煤器表面受污染嚴重，其表面CF下降明顯，則需要投入省煤器吹灰器，清除省煤器表面的積灰，同時耦合使用低溫省煤器以消除吹灰后對機組經濟性運行的不利影響，保證SCR系統安全高效經濟運行，該研究可為電廠吹灰優化工作提供一定的參考。

3 結語

(1) 根據熱平衡方程建立省煤器CF與出口水溫、煙溫的計算模型，并通過熱力計算，結果表明：ts″隨著CF的降低而降低，而ty″隨著CF的減小而增加，這主要是由于省煤器表面被污染導致換熱效果變差，與理論計算結果一致。

(2) 省煤器表面被污染，即CF下降，CF降低越多，說明表面污染越嚴重，同時SCR反應煙溫升高越明顯，當CF下降到一定的范圍內，可達到催化劑最佳反應溫度范圍(340～360 ℃)，從而改善低負荷下SCR運行。

(3) 當省煤器表面CF下降，提高SCR脫硝效率，這在一定程度上相當于降低了氨耗成本，節省了NOx排放費用，但同時排煙溫度的升高會增加機組運行的燃煤成本。

(4) 在機組長期運行過程中，根據煙溫變化及時判斷省煤器污染程度，若需要投入省煤器吹灰器，應同時耦合使用低溫省煤器，保證改善SCR脫硝系統安全高效經濟運行。