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(jī)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(jī)組低負(fù)荷調(diào)峰運(yùn)行時(shí)，從省煤器出口進(jìn)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(wú)法正常投入，導(dǎo)致氮氧化物排放濃度超標(biāo)，成了制約機(jī)組的深度調(diào)峰能力主要因素。文中介紹了幾種實(shí)現(xiàn)燃煤機(jī)組NOx全工況達(dá)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(jí)、省煤器水側(cè)旁路、彈性回?zé)?、熱水再循環(huán)、省煤器分隔煙道、煙氣補(bǔ)燃等，并就各自的技術(shù)特點(diǎn)進(jìn)行了對(duì)比分析，為電廠開展全工況脫硝改造提供參考。

燃煤機(jī)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(jī)組在2014年全部完成了煙氣脫硝技術(shù)改造，絕大多數(shù)機(jī)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(huì)將煙氣中的SO2氧化成SO3，當(dāng)反應(yīng)溫度較低時(shí)，SO3與逃逸的氨發(fā)生副反應(yīng)，不但消耗NH3，末級(jí)催化劑表面和空氣預(yù)熱器還會(huì)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(yùn)行[4]。在SCR系統(tǒng)控制保護(hù)程序中需對(duì)反應(yīng)溫度進(jìn)行限制，當(dāng)煙氣溫度低于限定值時(shí)，自動(dòng)切斷噴氨系統(tǒng)[5]。對(duì)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(jī)組在電力調(diào)度管轄的基本調(diào)峰范圍內(nèi)運(yùn)行時(shí)，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(jī)組調(diào)峰潛力，提升火電運(yùn)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(tái)政策，鼓勵(lì)省內(nèi)燃煤發(fā)電機(jī)組超過(guò)基本調(diào)峰范圍進(jìn)行深度調(diào)峰。并組織技術(shù)支持單位對(duì)部分機(jī)組進(jìn)行了深度調(diào)峰試驗(yàn)。試驗(yàn)時(shí)，機(jī)組負(fù)荷降至40%額定負(fù)荷以下不投油穩(wěn)定運(yùn)行8 h。深度調(diào)峰試驗(yàn)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(lái)提升省煤器出口煙溫[6]。但從試驗(yàn)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(jī)組深度調(diào)峰運(yùn)行的主要制約因素[7]。

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

國(guó)家環(huán)境保護(hù)部環(huán)函[2015]143號(hào)，明確了火電廠在任何負(fù)荷時(shí)，都必須達(dá)標(biāo)排放。脫硝系統(tǒng)無(wú)法運(yùn)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(shì)下，要提升燃煤機(jī)組的深度調(diào)峰能力，進(jìn)行全工況脫硝改造尤為必要，以實(shí)現(xiàn)燃煤機(jī)組最低技術(shù)出力以上全工況穩(wěn)定達(dá)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(wú)工程應(yīng)用。

2.2 提升SCR入口煙氣溫度

提升低負(fù)荷時(shí)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(jī)組鍋爐出口通過(guò)連接煙道與脫硝裝置入口相連，省煤器作為鍋爐的末級(jí)受熱面，其出口煙溫對(duì)脫硝裝置入口煙溫有顯著影響，而且對(duì)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(guò)(再)熱器前引出高溫?zé)煔?，通過(guò)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(lái)調(diào)節(jié)SCR入口煙溫，高負(fù)荷時(shí)關(guān)閉擋板門，低負(fù)荷時(shí)調(diào)節(jié)擋板門開度，以達(dá)到機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)脫硝設(shè)施投運(yùn)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(jìn)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?。在空間允許的情況下，高溫?zé)煔饨尤朦c(diǎn)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(guò)噴氨格柵和靜態(tài)混合器增加擾動(dòng)，促進(jìn)冷熱煙氣的混合。

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

3.2 分級(jí)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(guò)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(yùn)行操作，對(duì)鍋爐效率影響較小。對(duì)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(jí)省煤器示意圖如圖3所示。

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

該方案優(yōu)點(diǎn)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(diǎn)是改造工作量較大，投資費(fèi)用也高。同時(shí)，該方案使機(jī)組在全負(fù)荷范圍內(nèi)提高了反應(yīng)器進(jìn)口煙溫，必須考慮在高負(fù)荷時(shí)進(jìn)口煙溫是否存在過(guò)高的問題，尤其是在夏季機(jī)組高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，SCR進(jìn)口煙氣溫度可能接近甚至超過(guò)催化劑的允許的最高溫度，造成催化劑燒結(jié)。此外，實(shí)施脫硝改造工程時(shí)還應(yīng)考慮SCR反應(yīng)器下部有無(wú)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(jìn)口集箱通過(guò)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(shí)通過(guò)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(lái)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(fèi)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(gè)數(shù)量級(jí)，水量減少時(shí)，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(shí)會(huì)對(duì)水動(dòng)力產(chǎn)生影響。對(duì)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(jī)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(hào)高加前增設(shè)1臺(tái)0號(hào)高壓給水加熱器，見圖5。其抽汽來(lái)自一段抽汽上游。額定工況時(shí)，該段抽汽的閥門關(guān)閉，0號(hào)高加不加熱給水。低負(fù)荷時(shí)，閥門開啟，投入0號(hào)高加加熱給水，提升給水溫度，降低省煤器換熱量，進(jìn)而提高省煤器出口煙溫。0號(hào)高加會(huì)降低汽機(jī)熱耗，但系統(tǒng)較復(fù)雜，需要現(xiàn)場(chǎng)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(jī)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(duì)現(xiàn)有的鍋爐水系統(tǒng)進(jìn)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(jìn)口聯(lián)箱與給水混合，以提高進(jìn)入省煤器的給水溫度，減少給水在省煤器中的吸熱量，進(jìn)而提高鍋爐省煤器出口煙氣溫度，使之溫度達(dá)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(yáng)程，適合爐水泵揚(yáng)程裕量較大的情況。為此做了部分改進(jìn)，將部分爐水摻入給水的同時(shí)將部分給水旁路進(jìn)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(dá)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(yùn)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(jiǎn)單，改造投資少，對(duì)其他工況的影響小等特點(diǎn)。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(jìn)行分隔，分成幾個(gè)煙道，在分隔煙道上再增設(shè)擋板，控制分流每個(gè)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(jìn)行無(wú)級(jí)變化，從而達(dá)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(yùn)行，降低氮氧化物排放量，符合國(guó)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(bǔ)燃技術(shù)

煙氣補(bǔ)熱技術(shù)包括燃油方案及燃?xì)夥桨?，在鍋爐從點(diǎn)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(shí)現(xiàn)最大負(fù)荷范圍的SCR投運(yùn)。燃油方案采用外置燃油點(diǎn)火風(fēng)道，通過(guò)引出爐膛尾部的低溫?zé)煔膺M(jìn)入點(diǎn)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(jìn)入反應(yīng)器，達(dá)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?，通過(guò)低溫?zé)煔庵?、燃燒使得煙道?nèi)煙氣溫度提高，從而滿足SCR煙氣脫硝。油燃燒器點(diǎn)火初期油燃燒不完全，產(chǎn)生的煙氣中會(huì)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(gè)設(shè)施的投資而言，燃?xì)夥桨篙^燃油方案經(jīng)濟(jì)性更高一些，更適合采用在實(shí)際的工程當(dāng)中[16]。煙氣補(bǔ)燃示意圖如圖8所示。

圖8 煙氣補(bǔ)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(jí)省煤器技術(shù)投資成本高、施工難度大、改造工期長(zhǎng)，對(duì)機(jī)組控制方式?jīng)]有影響，對(duì)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(yùn)行中無(wú)需調(diào)節(jié)。省煤器煙氣旁路技術(shù)與分級(jí)省煤器技術(shù)相比改造投資成本相對(duì)較低，改造工期相對(duì)較短，控制簡(jiǎn)單，但占用空間大，鍋爐效率會(huì)有所降低，脫硝入口煙溫提升幅度較大，運(yùn)行中需要調(diào)節(jié)，長(zhǎng)期不用時(shí)，積灰會(huì)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(guò)大時(shí)，省煤器存在沸騰風(fēng)險(xiǎn)，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(zhǎng)，需增加一臺(tái)高壓加熱器，汽輪機(jī)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(jī)熱耗，同時(shí)也因排煙溫度升高使得鍋爐效率有所下降，但綜合起來(lái)機(jī)組總熱效率仍有所提高，滿足環(huán)保要求的同時(shí)還可以提升機(jī)組的經(jīng)濟(jì)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(jiǎn)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(duì)較少，控制簡(jiǎn)單，但擋板門存在積灰卡澀可能，低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，流場(chǎng)惡化，煙氣流速加快，存在省煤器磨損風(fēng)險(xiǎn)，鍋爐效率有所下降[17]。煙氣補(bǔ)燃技術(shù)，適用于從鍋爐點(diǎn)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(jī)組實(shí)施全工況脫硝改造是新的環(huán)保政策要求，也是機(jī)組調(diào)峰能力進(jìn)一步提升的關(guān)鍵所在。通過(guò)合理的途徑提高SCR入口煙氣溫度，以達(dá)到脫硝正常運(yùn)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(lái)的熱效率降低問題也是可以通過(guò)增加尾部受熱面來(lái)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(jià)各不相同。電廠應(yīng)結(jié)合自身設(shè)備的實(shí)際運(yùn)行情況、現(xiàn)場(chǎng)空間狀況，通過(guò)綜合考慮改造效果、實(shí)施難度、經(jīng)濟(jì)性來(lái)選擇合適的改造方案，實(shí)現(xiàn)全工況脫硝，從而提高機(jī)組的調(diào)峰能力，增強(qiáng)運(yùn)行靈活性。

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[17] 楊青山, 廖永進(jìn). 降低SCR脫硝裝置最低投運(yùn)負(fù)荷的策略研究[J]. 中國(guó)電力, 2014, 47(9):153-155. YANG Qingshan, LIAO Yongjin. Study on the strategy of reducing the minimum operation load of SCR denitrification unit [J]. China Electric Power, 2014, 47(9): 153-155.

(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(jí)工程師，從事發(fā)電機(jī)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(jí)工程師，從事火電機(jī)組熱工自動(dòng)化試驗(yàn)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(jī)組的性能測(cè)試和優(yōu)化方面的工作(E-mail：daixg@126.com)。