全負荷脫硝技術(shù)的應(yīng)用與分析

大氣網(wǎng)訊:摘要

在鍋爐省煤器中添加熱水再循環(huán)系統(tǒng)，并增加鄰機2號抽汽管路，將其應(yīng)用于某600ＭＷ亞臨界機組。結(jié)果表明：在30％鍋爐最大連續(xù)出力（BMCR）工況下，泵入熱水再循環(huán)質(zhì)量流量為900ｔ/ｈ，省煤器出口煙氣溫度達到309.10℃，增幅為30.80Ｋ，可達到脫硝要求；在啟動工況下鄰機蒸汽可將本機給水溫度從154.22℃提升到194.53℃，省煤器出口煙氣溫度可達到301.77℃，同樣滿足脫硝要求。

關(guān)鍵詞：熱水再循環(huán)；鄰機加熱；煙氣溫度；全負荷脫硝；省煤器

隨著經(jīng)濟社會發(fā)展的轉(zhuǎn)型和新能源行業(yè)的進步，電網(wǎng)負荷峰谷差不斷增大，對于電網(wǎng)調(diào)峰的需求也逐漸增加。與新能源等電力來源相比，煤電具有較好的調(diào)峰性能，火電機組尤其是燃煤機組頻繁啟停和持續(xù)低負荷運行已成為常態(tài)。

目前，燃煤機組深度調(diào)峰最低負荷約為30％，當燃煤機組在低負荷下運行時省煤器出口煙氣溫度降低。同時，我國燃煤機組普遍采用選擇性催化還原（SCR）法進行煙氣脫硝，如果省煤器出口煙氣溫度降至300℃，即會低于大部分SCR催化劑最佳反應(yīng)溫度范圍的下限，使催化劑活性降低，造成氨逃逸率提高和NOｘ排放量超標。因此，亟需尋求方案來解決燃煤機組啟停和持續(xù)低負荷運行時省煤器出口煙氣溫度偏低的問題。

魏剛等針對國投天津北疆電廠低負荷下對溫度提升要求不高、工程周期短的實際情況，選用煙氣旁路方案，以降低煙氣放熱量，使SCR入口煙氣溫度提高15～20Ｋ。關(guān)鍵等提出采用省煤器給水旁路方案，以某300ＭＷ燃煤電站鍋爐為對象進行多種負荷下的試驗研究。曹建文提出給水旁路＋省煤器再循環(huán)方案，與給水旁路方案相比，該方案疊加效果顯著。李沙提出通過省煤器分級方案改造某電廠600ＭＷ機組，將省煤器受熱面切除33％，發(fā)現(xiàn)在210ＭＷ負荷下SCR入口煙氣溫度提高30Ｋ。廖永進等分析了在煙氣旁路方案下不同旁路煙氣比例對于煙氣溫度的調(diào)節(jié)能力。

綜合上述研究發(fā)現(xiàn)，以上技術(shù)方案提升煙氣溫度幅度有限，在極低負荷區(qū)間和啟動過程中仍無法滿足SCR煙氣溫度要求，還會帶來鍋爐效率降低、漏風、積灰、催化劑失效和流場不均勻等不利影響?；诖?，筆者提出一種熱水再循環(huán)結(jié)合鄰機加熱技術(shù)的全負荷脫硝技術(shù)方案。

1技術(shù)方案

Team Introduction

全負荷脫硝要求滿足機組啟動過程和超低負荷工況下省煤器出口煙氣溫度要求。為此，提出一種熱水再循環(huán)＋鄰機加熱技術(shù)方案，方案系統(tǒng)見圖1。其中，熱水再循環(huán)將下降管中工質(zhì)通過循環(huán)泵引至省煤器入口。考慮系統(tǒng)安全性和匯合集箱位置，熱水再循環(huán)取水點選取在匯合集箱前，循環(huán)工質(zhì)通過汽包后進入下降管，在混合集箱混合后由循環(huán)泵泵入省煤器入口集箱，以提高省煤器入口水溫，降低省煤器的吸熱量，從而提高省煤器出口煙氣溫度。通過熱水再循環(huán)可較大幅度地提升煙氣溫度，且系統(tǒng)簡單，改造投資少，對其他工況的影響也較小。

原機組運行并網(wǎng)時省煤器出口煙氣溫度約為250℃，遠遠無法達到催化劑活性溫度要求。因此，考慮利用鄰機蒸汽加熱給水，鄰機蒸汽熱源通過母管進入本機2號高壓加熱器，可將主給水溫度提高至190℃以上，疏水進入熱水再循環(huán)系統(tǒng)可進一步加熱省煤器入口給水。鄰機加熱系統(tǒng)與熱水再循環(huán)系統(tǒng)結(jié)合使用可滿足提溫需要。

圖1熱水再循環(huán)＋鄰機加熱技術(shù)方案

綜合熱水再循環(huán)和鄰機加熱，該全負荷脫硝方案可滿足全負荷過程中省煤器出口煙氣溫度要求，保證脫硝催化劑的安全運行和較高的催化效率。

2熱力計算過程

Team Introduction

省煤器是典型的對流受熱面，其換熱方程如下：

省煤器是利用鍋爐尾部煙氣熱量加熱鍋爐給水的設(shè)備，為簡便起見，計算煙氣放熱量時引入保熱系數(shù)φ，即認為煙氣放熱量Ｑｓ等于受熱介質(zhì)水的吸熱量Ｑｗ。

煙氣放熱量為：

受熱介質(zhì)水的吸熱量為：

Δｔ可按對數(shù)平均溫差來計算：

將省煤器管子的傳熱系數(shù)看成是多層壁的傳熱系數(shù)ｋ。

由式（2）～式（4）和式（6）聯(lián)立可得省煤器各項換熱參數(shù)。

3工程應(yīng)用分析

Team Introduction

3.1邊界條件

以某600ＭＷ亞臨界機組作為分析案例。如圖2所示，在300ＭＷ負荷下，SCR入口煙氣溫度達到296.87℃；在250ＭＷ負荷下，SCR入口煙氣溫度為280.31℃；在低負荷下難以達到維持脫硝系統(tǒng)煙氣溫度的要求。在500ＭＷ負荷下，SCR入口煙氣溫度為328.65℃；滿負荷600ＭＷ時，SCR入口煙氣溫度為336.11℃，可以看出，目前SCR入口煙氣溫度整體偏低，機組存在低負荷下SCR入口煙氣溫度不能滿足SCR脫硝設(shè)備安全投運的問題。

圖2SCR入口煙氣溫度分布

在機組啟動過程中，并網(wǎng)時省煤器入口給水溫度為154.22℃，省煤器出口煙氣溫度為249.93℃，與SCR反應(yīng)器要求的催化劑最佳反應(yīng)溫度范圍下限（300℃）有較大差距，因此需提高省煤器入口給水溫度。

3.2改造內(nèi)容

熱水再循環(huán)系統(tǒng)主要由熱水再循環(huán)泵、氣動閘閥、電動調(diào)節(jié)閥、流量測量裝置、截止止回閥、三通和管道等組成。如圖3所示，熱水再循環(huán)泵電機的冷卻系統(tǒng)由高壓水管道和低壓水管道組成。熱水再循環(huán)管道一端連接汽包下降管道，另一端連接鍋爐主給水管道。再循環(huán)管道以三通的方式連接下降管，將部分爐水從下降管引入再循環(huán)管道中的混合集箱。熱水再循環(huán)泵將來自爐水再循環(huán)管道上的混合集箱的水加壓后泵出，經(jīng)過出口閥、出口管道和出口管道上的氣動閘閥、氣動調(diào)節(jié)閥和截止止回閥，以三通的方式進入主給水管道。該系統(tǒng)為泵設(shè)置小流量管道，在主給水管道接入點的上游設(shè)置新的截止止回閥。

圖3現(xiàn)場改造示例

鄰機加熱改造需在機組之間增加抽汽供熱母管，供熱母管上需設(shè)置1個壓力測點和1個溫度測點接入機組集散控制系統(tǒng)（DCS），以調(diào)節(jié)供熱母管壓力和溫度。另外，需分別從兩機組再熱器冷段至輔汽聯(lián)箱的管路上引出蒸汽管道至母管，為保證機組安全運行，在蒸汽管道上分別安裝帶氣動執(zhí)行機構(gòu)的截止止回閥和氣動閘閥。在母管上分別引出蒸汽管道接至原機組的2號高壓加熱器抽汽管道，在引出的蒸汽管道上分別安裝電動調(diào)節(jié)閥和手動閘閥，用于調(diào)節(jié)進入2號高壓加熱器的蒸汽量，從而控制省煤器入口給水溫度。

3.3改造效果分析

從表1可以看出，當機組負荷處于50％熱耗率驗收工況（THA工況）時，如果熱水再循環(huán)質(zhì)量流量ｑｍ，ｈ為320ｔ/ｈ，省煤器懸吊管出口溫度為296℃，距離懸吊管汽化溫度仍有28Ｋ的溫差，省煤器出口煙氣溫度可達到310.82℃，省煤器煙氣溫度提升13.95Ｋ，排煙溫度增幅為5.34Ｋ。在50％THA工況下懸吊管的安全性可以得到保證。在30％鍋爐最大連續(xù)出力工況（BMCR工況）下，如果熱水再循環(huán)質(zhì)量流量為900ｔ/ｈ，省煤器出口煙氣溫度可達309.10℃，省煤器出口煙氣溫度增。

表1在低負荷下改造前后參數(shù)變化

幅為30.8Ｋ，在保證懸吊管安全溫度的條件下，排煙溫度最大增幅為10.6Ｋ，說明提溫效果較好。

在啟動過程中加熱熱源的選取原則是保證加熱器換熱性能的同時兼顧蒸汽的經(jīng)濟性。對比機組的各級抽汽參數(shù)，選取鄰機2號高壓加熱器抽汽作為鄰機加熱啟動方案的加熱熱源，進行計算分析。

從表2可以看出，在啟動過程中采用鄰機2號抽汽進行加熱給水，抽汽質(zhì)量流量約為22ｔ/ｈ。采用鄰機2號抽汽作為加熱熱源，當鄰機負荷發(fā)生變化時，由于抽汽質(zhì)量流量較小，不會引起汽輪機推力超限，保證了鄰機的安全運行。

利用鄰機蒸汽將給水溫度從154.22℃提高至194.53℃，如表3所示。結(jié)合熱水再循環(huán)技術(shù)可將省煤器出口煙氣溫度從249.93℃提高至301.77℃，滿足了SCR脫硝煙氣溫度要求。

3.4改造效果對比

選取熱水再循環(huán)、煙氣旁路和省煤器分級3種方案，比較了50％THA和30％BMCR2個典型工況下的改造效果。如圖4所示，在50％THA工況下，改造前省煤器出口煙氣溫度為296.87℃，陰影部分表示省煤器出口煙氣溫度增幅。通過不同改造方案均能將煙氣溫度提升至300℃以上，其中采用熱水再循環(huán)質(zhì)量流量為320ｔ/ｈ、旁路煙氣比例η為12.5％和省煤器分級方案時效果較好。

表2鄰機2號抽汽參數(shù)

表3在全負荷和啟動工況下改造前后參數(shù)變化

圖4在50％THA工況下省煤器出口煙氣溫度對比

如圖5所示，在30％BMCR工況下，改造前省煤器出口煙氣溫度為278.3℃，需將熱水再循環(huán)質(zhì)量流量增大至450ｔ/ｈ才能較好維持省煤器出口水溫，如果采用煙氣旁路方案需將旁路煙氣比例增大至17％以上才維持較好的提溫效果。

圖5在30％BMCR工況下省煤器出口煙氣溫度對比

提高省煤器出口煙氣溫度會不同程度導致排煙溫度提升，影響鍋爐效率。如圖6所示，在30％BMCR工況下，為滿足省煤器出口煙氣溫度要求，需將旁路煙氣比例增大至17％，此時鍋爐效率降低0.599％，如果旁路煙氣比例為22％，則鍋爐效率降低0.768％，對機組效率影響較大，且煙氣旁路改造工程復(fù)雜，高負荷下易漏風，低負荷下會造成流場不均勻，因此不推薦煙氣旁路方案。

圖6不同工況下鍋爐效率降幅對比

熱水再循環(huán)方案通過設(shè)置熱水再循環(huán)質(zhì)量流量為450ｔ/ｈ，省煤器出口煙氣溫度可達到300℃，滿足低負荷脫硝的要求，此時鍋爐效率降幅為0.141％，對鍋爐經(jīng)濟性的影響較小，且方案成熟，投資價格適中，性能和壽命均有保證。省煤器分級方案不會對鍋爐經(jīng)濟性產(chǎn)生影響，在低負荷以及并網(wǎng)時刻均能保證省煤器出口煙氣溫度達到300℃，但其改造費用過高，施工周期較長，在不對機組進行綜合升級改造的情況下，不推薦省煤器分級方案。

3.5改造經(jīng)濟性分析

3.5.1改造投資

如表4所示，熱水再循環(huán)改造投資費用為1100萬元。鄰機加熱改造費用為165萬元，總投資為1265萬元。

表4熱水再循環(huán)投資費用 萬元

3.5.2效益分析

熱水再循環(huán)和鄰機加熱系統(tǒng)改造收益包括脫硝電價補貼、NOx排污費減少部分、NOx超標排放罰款規(guī)避和啟動時間減少的收益4部分。其中，脫硝電價補貼按機組50％THA計，根據(jù)邊界條件可知，在該負荷段運行時間為1510.8ｈ，脫硝電價補貼按凈利潤0.5分/（kW·ｈ）（脫硝補貼電價1分/（kW·ｈ），扣除液氨、控制等成本0.5分/（kW·ｈ）計，則每年可獲得的脫硝電價補貼為226.6萬元。按照改造前脫硝投入率為90％、脫硝效率為78％核算，24億kW·ｈ發(fā)電量約排放NOｘ質(zhì)量為960ｔ，改造后脫硝投入率可提高5％左右，上海NOx排放費為1.26元/ｋｇ，則排污費可減少6.72萬元。本改造方案實施后每年可規(guī)避NOx超標排放罰款為50萬元。據(jù)調(diào)研，將機組投入商業(yè)運營后，2臺機組每年冷態(tài)啟動8次。如表5所示，采用鍋爐鄰機加熱啟動技術(shù)后，省油質(zhì)量為24ｔ，省標準煤質(zhì)量為194ｔ，節(jié)約費用總和為327800元。冷態(tài)啟動以蒸汽暖爐替代油槍和燃煤暖爐，延遲風機啟動3ｈ以上，每次啟動節(jié)約廠用電為35664kW·ｈ，費用約為1.07萬元，總減少成本為33.85萬元。

熱水再循環(huán)和鄰機加熱系統(tǒng)改造損失包括鍋爐效率降低和汽機抽汽帶來的經(jīng)濟性影響2部分。其中，鍋爐效率降低0.29％，發(fā)電煤耗提高0.56ｇ/（kW·ｈ），本機組24億kW·ｈ發(fā)電量需多消耗標準煤1344ｔ，折合成本為94.08萬元。汽機抽汽質(zhì)量流量為22ｔ/ｈ，增加煤耗為17.7ｔ/ｈ，需增加成本為29.74萬元。

3.5.3投資回報

熱水再循環(huán)和鄰機加熱系統(tǒng)改造總成本為1265萬元，年收益為193.35萬元，靜態(tài)投資回收期為6.54ａ。

表5鄰機加熱改造前后參數(shù)對比

4結(jié)論

Team Introduction

（1）采用熱水再循環(huán)系統(tǒng)和鄰機加熱系統(tǒng)均可提高給水溫度，從而降低省煤器吸熱量，提高省煤器出口煙氣溫度，可滿足SCR反應(yīng)器催化劑溫度要求。

（2）采用熱水再循環(huán)結(jié)合鄰機加熱方案有利于機組快速啟動，省煤器出口煙氣溫度增幅較大，且在低負荷下能顯著提高省煤器出口煙氣溫度，鍋爐效率降幅僅為0.58％，對鍋爐經(jīng)濟性影響較小，此方案投資改造簡單，應(yīng)用成熟，性能和壽命均有保證。

（3）將熱水再循環(huán)結(jié)合鄰機加熱方案應(yīng)用到某600ＭＷ亞臨界機組，改造總成本為1265萬元，年收益為193.35萬元，靜態(tài)投資回收期為6.54ａ。