不同寬負荷脫硝系統變工況及瞬態性能的對比研究

高過斌, 高 偉, 張軍亮, 劉 明, 嚴俊杰

(1.國能錦界能源有限責任公司,陜西神木 719319; 2.西安交通大學 動力工程多相流國家重點實驗室,西安 710049)

碳達峰、碳中和目標[1]的提出促使我國風能、太陽能等新能源發電的裝機容量不斷增加[2],截至2020年11月底,我國太陽能、風能總裝機容量已達4.7億kW[3]。但強時變特性的新能源發電給電網安全可靠帶來巨大挑戰,燃煤發電在電力系統中的作用將由主體能源向基礎能源轉變,即承擔更多的電網調峰任務,長時間處于低負荷運行狀態[4]。燃煤電廠是氮氧化物的主要排放源之一[5],我國早在2014年就提出了超凈排放的目標[6],要求燃煤機組氮氧化物排放質量濃度不高于50 mg/m3,因此必須實現燃煤機組寬負荷脫硝。

選擇性催化還原(SCR)脫硝技術具有效率高、成本低等優點,被廣泛應用于燃煤電站中[7]。由于SCR脫硝技術的反應溫度區間為320～400 ℃,因此通常被布置在鍋爐省煤器之后。但是當燃煤機組處于低負荷運行狀態時,SCR脫硝系統的入口溫度將低于最佳運行溫度區間,使得脫硝效率大大降低。

為保證低負荷下燃煤電廠SCR脫硝系統的安全運行以及較高的脫硝效率,國內外學者開展了大量的研究。在SCR低溫催化劑方面,Zhang等[7]通過在V2O5-WO3/TiO2催化劑中加入MnOx來提高其在較低溫度下的活性。Zhang等[8]研究了鈥元素對SCR脫硝系統中Ce/TiO2催化劑低溫催化活性的影響。馬子然等[9]綜述了目前國內外寬溫脫硝催化劑的發展現狀。盡管低溫SCR催化劑已得到一定的工業應用,但是受低溫下硫酸氫銨等物質的影響,如何提高低溫催化劑的活性仍然需要進一步研究。

另外,通過系統構型優化可提高SCR入口煙氣溫度。目前,常見的方案主要有省煤器煙氣旁路、省煤器給水旁路、分級省煤器和增設0號高壓加熱器(以下簡稱高加)[10]。李濤等[11]以1 000 MW機組為研究對象,研究了設置0號高加對鍋爐給水溫度、機組效率和SCR脫硝系統投入率的影響,結果表明在機組低負荷時投運0號高加可提高SCR脫硝系統的投入率。蔣曉鋒等[12]也研究了投運0號高加對機組效率的影響,結果表明高負荷時投運0號高加的經濟性較差,而在低負荷時投運0號高加可實現節能降耗。李道林等[13]比較了省煤器旁路和分級省煤器等幾種SCR寬負荷運行方案的優缺點。Chen等[14-15]采用蒸汽噴射器來加熱給水溫度,以提高低負荷時SCR脫硝效率,結果表明在50%THA(THA為熱耗率驗收工況)時,脫硝效率提升幅度較大且標準煤耗率可降低0.5 g/(kW·h)。Liao等[16]比較了省煤器給水旁路和省煤器煙氣旁路對SCR入口溫度的影響規律,結果表明采用省煤器給水旁路對SCR入口溫度的影響較小;而采用省煤器煙氣旁路對SCR入口溫度的調節效果較好,但是對排煙溫度的影響較大。

以上分析表明,目前對低過(即低溫過熱器)側省煤器、低再(即低溫再熱器)側省煤器、分級省煤器旁路以及0號高加等脫硝寬負荷運行方案的變負荷能耗特性及動態特性的研究差異較大。為此,筆者建立了660 MW超超臨界燃煤發電機組模型,分別對采用低過側省煤器、低再側省煤器和分級省煤器旁路以及0號高加時的工況進行模擬,研究了這幾種脫硝寬負荷運行方案在不同負荷下的能耗及瞬態特性,可為機組變負荷過程中脫硝寬負荷運行方案的選擇和調控提供指導。

1 動態模型與驗證

以660 MW超超臨界燃煤發電機組為研究對象,其示意圖如圖1所示。額定工況下,機組主蒸汽質量流量為524.186 kg/s,汽輪機主、再熱蒸汽入口壓力分別為25.79 MPa和5.42 MPa,汽輪機主、再熱蒸汽溫度分別為600 ℃和620 ℃。汽輪機排汽采用空冷島進行冷卻,排汽背壓為10.5 kPa,小汽輪機排汽直接排入空冷島。設置0號高加,并在該抽汽管道上安裝閥門,以此來控制0號高加的投運與退出。80%THA負荷以上0號高加退出運行。汽輪機系統包含4級高壓加熱器、4級低壓加熱器和1級外置式蒸汽冷卻器。鍋爐尾部為雙煙道,分別布置低再側省煤器和低過側省煤器,SCR脫硝系統布置在省煤器之后。此外,設置分級省煤器,將其布置在SCR脫硝系統之后。給水經0號高加出口后首先進入蒸汽冷卻器,然后經過各省煤器進入爐膛被加熱。

基于質量、動量和能量守恒方程,采用GSE軟件建立了燃煤機組的動態機理模型。三大守恒方程描述如下:

(1) 質量守恒方程

(1)

(2) 能量守恒方程

A·(Γf·hsat+Qf-Wf)+∑δ·Sf·hsrc

(2)

(3) 動量守恒方程

(3)

式中:t為時間,s;qm,f為液體的質量流量,kg/s;αf為流動份額;A為通流面積,m2;Ku為單位換算系數,(MPa·m·s2)/kg;p為壓力,MPa;ff-w為液體與壁面的流動摩擦因數;ff-f為流體與流體的流動摩擦因數;ρf為流體的密度,kg/m3;g為重力加速度,m/s2;δ為單位長度的流體源,kg/s;ppump為泵的壓力,MPa;Sf為工質流動源項,kg/s;vsrc為源流體的速度,m/s;Γf為工質相變項,kg/s;hf為工質焓,kJ/kg;Qf為單位時間傳熱量,kW;Wf為功率,kW;hsat為飽和狀態的工質焓,kJ/kg;hsrc為源流體的焓,kJ/kg。

圖1 660 MW超超臨界燃煤發電機組示意圖

鍋爐省煤器系統的動態模型如圖2所示。給水依次經過分級省煤器、低再側省煤器、低過側省煤器,之后進入爐膛。鍋爐尾部雙煙道煙氣分別經過低過側省煤器和低再側省煤器,匯合后依次通過SCR脫硝系統、分級省煤器和空氣預熱器。分級省煤器、低過側省煤器和低再側省煤器均設置給水旁路和煙氣旁路。通過控制省煤器旁路閥和省煤器主回路的閥門開度可調節各省煤器旁路流量的大小,從而研究不同脫硝寬負荷運行方案的穩態變負荷及動態特性。

選取100%THA、75%THA和50%THA 3個穩態工況,將模型計算結果與設計值進行比較,以驗證模型的精確性。其中100%THA工況時0號高加抽汽閥門為全關狀態,75%THA和50%THA工況時0號高加抽汽閥門為全開狀態。結果表明,在各穩態設計工況下,采用本文模型計算得到的機組主要熱力參數與設計值的相對誤差均在2%之內,如表1和表2所示,說明本文建立的模型滿足要求。

定義以下穩態和動態過程的評價指標,對各脫硝寬負荷運行方案進行比較。

圖2 省煤器模型Fig.2 Economizer model

(1) 標準煤耗率增加1 g/(kW·h)時SCR入口溫度的平均變化量σt為:

(4)

(2) SCR入口溫度平均變化率v指1 min內SCR入口溫度的變化率:

(5)

表1 各穩態工況主要參數的對比

表2 各穩態工況主要參數的相對誤差

(3) SCR入口溫度變化滯后時間λ為SCR入口溫度變化率達到平均變化率的50%所需的時間,此時認為SCR入口溫度開始變化。

λ=t2-t1

(6)

(4) 機組功率平均變化率μ為:

(7)

式中:ΔT為SCR入口溫度的變化量,K;Δb為標準煤耗率的變化量,g/(kW·h);Δt為時間間隔,s;t1為閥門開始動作時間,s;t2為SCR入口溫度開始變化的時間,s;ΔP為功率變化量,MW。

2 結果與討論

以該660 MW超超臨界機組為例,研究分析了0號高加、分級省煤器給水旁路、分級省煤器煙氣旁路、低再側省煤器給水旁路、低再側省煤器煙氣旁路、低過側省煤器給水旁路和低過側省煤器煙氣旁路7種方案在30%THA～100%THA負荷下的SCR入口溫度和標準煤耗率。同時,在100%THA工況下研究了各方案的動態特性,該工況下設置300 s為閥門開啟點,閥門開啟耗時100 s。分別開啟0號高加抽汽閥門、各省煤器煙氣旁路擋板和給水旁路閥門,獲得SCR入口溫度和汽輪機輸出功率的變化規律。

2.1 投運0號高加對SCR入口溫度和標準煤耗率的影響

在30%THA～100%THA負荷下比較了投運0號高加后SCR入口溫度和標準煤耗率的變化,如圖3和圖4所示。投運0號高加后,SCR入口溫度平均值可提高5.3 K。從圖4可知,在80%THA～100%THA負荷時投運0號高加,標準煤耗率平均值增加了0.87 g/(kW·h),而在30%THA～70%THA負荷時,投運0號高加后平均可降低標準煤耗率0.38 g/(kW·h),由此可見,70%THA負荷及以下時投運0號高加不僅可提高SCR入口溫度,還可提高燃煤機組發電效率,而在80%THA負荷及以上時投運0號高加將是不利的。

圖3 投運0號高加后SCR入口溫度的變化

圖4 投運0號高加后標準煤耗率的變化

2.2 省煤器旁路對SCR入口溫度和標準煤耗率的影響

計算分級省煤器給水旁路、分級省煤器煙氣旁路、低再側省煤器給水旁路、低再側省煤器煙氣旁路、低過側省煤器給水旁路和低過側省煤器煙氣旁路 6種方案在50%旁路流量時SCR入口溫度及標準煤耗率的變化,如圖5和圖6所示。結果表明,當采用分級省煤器給水旁路和煙氣旁路時,由于給水從分級省煤器的吸熱量減少,因此進入低再側省煤器的給水溫度提高,使得SCR入口溫度降低;而其他4種方案均會提高SCR入口溫度。從圖6可以看出,采用這6種方案時標準煤耗率均增大。

圖5 各省煤器旁路后SCR入口溫度的變化

30%THA～100%THA負荷下各省煤器旁路后SCR入口溫度變化量如圖7所示。采用低過側省煤器煙氣旁路和低再側省煤器煙氣旁路均可大幅改變SCR入口溫度,SCR入口溫度平均值分別提高31.2 K和13.78 K。采用低再側省煤器煙氣旁路時,隨著負荷的降低,SCR入口溫度的提高幅度增大,而采用低過側省煤器煙氣旁路則呈現出不同的情況。采用分級省煤器給水旁路帶來的SCR入口溫度平均值變化幅度最小,僅為0.73 K。

圖6 各省煤器旁路后標準煤耗率的變化Fig.6 Change of standard coal consumption rate after each economizer bypass

圖7 各省煤器旁路后SCR入口溫度變化量Fig.7 Change value of SCR system inlet temperature after each economizer bypass

圖8給出了30%THA～100%THA負荷下SCR入口溫度和標準煤耗率的平均變化量。可以看出旁路流量均為50%時采用低過側省煤器煙氣旁路的平均標準煤耗率提升最大,達0.74 g/(kW·h);采用低再側省煤器給水旁路的平均標準煤耗率提升最小,為0.23 g/(kW·h)。表3為各省煤器旁路方案中平均標準煤耗率增大1 g/(kW·h)時可以實現的SCR入口溫度平均變化量。當平均標準煤耗率每增大1 g/(kW·h)時,采用低過側省煤器煙氣旁路和低再側省煤器煙氣旁路時可實現的SCR入口溫度平均變化量分別為42.16 K和27.56 K;而采用分級省煤器給水旁路的SCR入口溫度平均變化量僅為2.92 K。

2.3 不同脫硝寬負荷運行方案動態特性研究

在100%THA負荷下,各省煤器旁路和0號高加投運方案下SCR入口溫度和機組功率的變化如圖9和圖10所示。

表4給出了各脫硝寬負荷運行方案下SCR入口溫度平均變化率、SCR入口溫度變化滯后時間以及機組功率的平均變化率。可以看出,采用低過側省煤器煙氣旁路和低再側省煤器煙氣旁路時SCR入口溫度平均變化率分別為34.65 K/min和13.69 K/min,而這2種調節方式下SCR入口溫度變化的滯后時間幾乎為0 s,因此這2種方案均可用于在變負荷過程中調節SCR入口溫度,具體在不同負荷和不同變負荷速率下如何選擇還需要進一步研究。采用分級省煤器煙氣旁路時SCR入口溫度變化延遲最大,為128 s。相比于低再側省煤器給水旁路,采用低過側省煤器給水旁路時SCR入口溫度變化滯后時間減少4.8 s,在一定情況下,這2種調節方案也可作為備用方案。

表3 平均標準煤耗率增大1 g/(kW·h)時SCR入口溫度平均變化量

圖9 不同脫硝寬負荷運行方案下SCR入口溫度的變化

圖10 不同脫硝寬負荷運行方案下功率的變化

表4 各脫硝寬負荷方案下SCR入口溫度和功率的變化

在100%THA負荷下投運0號高加后,SCR入口溫度變化滯后時間達到58 s,而功率平均變化率達到10.22 MW/min。其次采用低過側省煤器給水旁路調節時,功率平均變化率達到3.4 MW/min,其他調節方案帶來的功率變化均較小(<1.0 MW/min)。

3 結 論

(1) 在30%THA～100%THA負荷下投運0號高加后,SCR入口溫度平均值可提高5.3 K。在30%THA～70%THA負荷下投運0號高加后,標準煤耗率平均值可降低0.38 g/(kW·h),而在80%THA～100%THA負荷下投運0號高加后,平均標準煤耗率提高0.87 g/(kW·h)。100%THA負荷下投運0號高加后SCR入口溫度變化滯后時間為58 s。

(2) 在幾種省煤器旁路方案中,采用低過側省煤器煙氣旁路時,SCR入口溫度變化幅度最大。當旁路流量為50%時,SCR入口溫度平均值在30%THA～100%THA負荷下提高了31.2 K,同時標準煤耗率的提升也是最大的,達0.74 g/(kW·h)。采用低過側省煤器煙氣旁路和低再側省煤器煙氣旁路時,平均標準煤耗率增大1 g/(kW·h)時可實現的SCR入口溫度平均變化量分別為42.16 K和27.56 K。

(3) 在100%THA負荷下投運0號高加后,功率平均變化率達到10.22 MW/min。幾種省煤器旁路方案中低過側省煤器給水旁路引起的功率平均變化率最大,為3.4 MW/min,而其他幾種方案的功率平均變化率均低于1.0 MW/min。

(4) 采用低過側省煤器煙氣旁路和低再側省煤器煙氣旁路時,SCR入口溫度的平均變化率分別為34.65 MW/min和13.69 MW/min,而且SCR入口溫度變化滯后時間幾乎為0 s,因此均可作為變負荷過程中SCR入口溫度的調節方案。但是具體在各個負荷階段及不同的變負荷速率下對這2種方案的選擇還需要進一步研究,確保在較低負荷及快速變負荷過程中SCR脫硝系統的入口溫度一直處于最佳運行溫度區間,進而保證較高的脫硝效率及機組運行的安全性。