火電廠并網脫硝和低負荷脫硝的技術現狀

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電廠，江西 豐城 331104；2.西安西熱鍋爐環保工程有限公司，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展；但風電與光伏具有隨機性、波動性、間歇性特點，大規模并網產生的功率及頻率波動將會超出傳統電源的調節能力。江西電網位于華中腹地，近年來經濟發展迅速，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峰能力和頻率調節能力相對水電和燃氣電廠較弱，因此江西電網整體調峰和調頻能力有限?，F役裝機容量巨大的燃煤機組調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展，成為江西電網的“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，實現機組啟動并網前脫硝系統投入運行，NOx排放滿足《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223—2011）及地方環保排放要求[3]。

1 機組并網前投運SCR脫硝的技術路線

1.1 確定最低連續噴氨溫度（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 優化啟動配煤

應在機組啟動期間優化配煤，如采用高揮發分煤、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域在啟動初期出現溫降。

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，防止省煤器出現較大的煙氣溫降，提高爐內溫度，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，調整煙氣再循環流量，調整再熱煙道擋板，增大尾部煙道低再區域的通煙量，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 機組深度調峰投運SCR脫硝的技術路線

2.1 煙氣側調溫旁路

煙氣旁路主要是在冷態啟動初期以及低負荷工況下運行，通過調節主煙道調節擋板開度，來適當調節主煙道的阻力，并通過旁路煙道的調節擋板調節旁路中的煙氣流量，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入口的煙溫調節能力就越強，同時影響的爐內受熱面就越多。煙氣側調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節閥和連接管道，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，工質沒有足夠的過冷度，省煤器運行過程可能出現汽蝕，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影響很小，可以調節的煙溫范圍有限。對于SCR入口煙溫提升幅度較?。?0℃以內）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，節流損失降低機組經濟性；

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

基于省煤器給水旁路系統，加裝省煤器熱水再循環系統，進一步減少省煤器吸熱量以提高脫硝裝置入口煙溫。優點：1）改造所需空間小，現場施工量較?。?）改造工期短，投資費用較低；3）系統簡單，可動態調節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，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或煙氣量。

機組并網前投運脫硝系統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，優化運行操作。

機組深度調峰投運脫硝系統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，全面分析深度調峰運行過程，在優化運行操作的基礎上，進行輔助改造，實現機組深度調峰狀態下投運脫硝系統。