1 000 MW機(jī)組電廠寬負(fù)荷脫硝研究與應(yīng)用

張南放

上海漕涇電廠發(fā)電有限公司

1 000 MW機(jī)組電廠寬負(fù)荷脫硝研究與應(yīng)用

張南放

上海漕涇電廠發(fā)電有限公司

介紹了上海漕涇電廠1 000 MW超超臨界機(jī)組脫硝系統(tǒng)組成與配置；寬負(fù)荷脫硝項(xiàng)目改造前的運(yùn)行狀態(tài)；當(dāng)前脫硝系統(tǒng)存在的問題和不足并分析了原因，在此基礎(chǔ)上論述了寬負(fù)荷脫硝的必要性，各方案的可行性、安全性以及經(jīng)濟(jì)性，經(jīng)過對比分析選擇省煤器水側(cè)旁路作為最終改造實(shí)施方案。最后，給出了寬負(fù)荷脫硝改造后系統(tǒng)調(diào)試試驗(yàn)結(jié)果，達(dá)到了預(yù)期目標(biāo)，有效地避免了低負(fù)荷時(shí)段脫硝系統(tǒng)退出的發(fā)生，為政府號召的節(jié)能減排工作作出了貢獻(xiàn)，為其它同類型機(jī)組的供熱改造提供了借鑒經(jīng)驗(yàn)。

1 000 MW；寬負(fù)荷；脫硝

1 概述

上海漕涇電廠1號、2號爐是上海鍋爐廠有限公司設(shè)計(jì)制造配置1 000 MW機(jī)組的鍋爐，為超超臨界參數(shù)變壓直流爐、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)塔式鍋爐。為避免催化劑燒損和催化劑、空預(yù)器受亞硫酸氨的堵塞，脫硝裝置的投運(yùn)對煙溫有一定的要求，通常要求其進(jìn)口煙溫在320℃～420℃范圍內(nèi)。而鍋爐設(shè)計(jì)為降低排煙溫度，提高熱效率，通常設(shè)置較多的省煤器受熱面積，盡可能降低省煤器的出口煙溫，尤其在低負(fù)荷和/或大氣溫度較低情況下，因省煤器出口煙溫低，不能滿足脫硝裝置的投運(yùn)要求以致在低或較低負(fù)荷時(shí)不能投用脫硝裝置。

上海漕涇電廠兩臺鍋爐的SCR裝置安裝了雅潔隆和遠(yuǎn)達(dá)的催化劑。雅潔隆規(guī)定最低的使用溫度320℃，要求低于規(guī)定溫度低負(fù)荷運(yùn)行后將煙氣升溫到350℃運(yùn)行5h。遠(yuǎn)達(dá)要求的最低運(yùn)行溫度320℃，規(guī)定的不超過12 h噴氨的煙氣溫度310℃，要求的恢復(fù)溫度341℃?？傊梢蚤L期運(yùn)行的煙氣溫度應(yīng)在320℃以上。

表1為中上海漕涇電廠SCR運(yùn)行歷史數(shù)據(jù)，負(fù)荷為400 MW時(shí)省煤器的出口煙溫為315℃左右，環(huán)境溫度為3.8℃時(shí)最低煙氣溫度達(dá)到309℃?？傮w上當(dāng)環(huán)境溫度低于20℃負(fù)荷且低于500 MW會發(fā)生低煙溫情況，不能滿足脫硝裝置的運(yùn)行要求，綜合考慮在低負(fù)荷低氣溫時(shí)需要提升的煙氣溫度在15℃左右。

表1 SCR運(yùn)行的歷史統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)

2 改造方案論證

提高SCR入口煙氣的溫度有采取設(shè)置省煤器煙氣旁路、設(shè)置省煤器水側(cè)旁路，提高省煤器入口水溫，減少省煤器受熱面等方法，也有采取綜合的方案，方案的選擇取決于鍋爐的形式、提升溫度的高低及對運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的影響和改造的成本等因素?，F(xiàn)將對于上海漕涇電廠鍋爐可能的方案簡要評述如下。

（1）方案一 設(shè)置省煤器再循環(huán)

本方法為在省煤器出口增加到鍋爐啟動循環(huán)泵的管路和閥門，利用省煤器出口較高溫度的水和給水混合以提高省煤器入口的水溫減小省煤器換熱的溫差，減少對流換熱量提高省煤器出口的煙溫。改造系統(tǒng)比較簡單，溫度可方便調(diào)節(jié)，系統(tǒng)可以在低負(fù)荷時(shí)運(yùn)行對鍋爐效率的影響有限，但由于省煤器本身的溫升較小，入口溫度的提升量受到再循環(huán)流量的限制。

（2）方案二 設(shè)置0號高加

本方法為在給水回?zé)嵯到y(tǒng)的1號高加前增加一個(gè)加熱器，這個(gè)加熱器一般不是全給水流量的，加熱蒸汽可以來自高壓缸第5級葉片后的補(bǔ)汽口。較高的抽汽壓力保證在低負(fù)荷時(shí)給水溫度可以提升到需要的溫度，給水溫度通過0號高加的旁路調(diào)節(jié)。改造系統(tǒng)比較復(fù)雜，高加造價(jià)較高，布置困難。高加不方便停用，省煤器出口煙氣溫度升高對鍋爐效率有一定影響，其在高氣溫/高負(fù)荷時(shí)的煙氣熱量不能完全為GCH回收。

（3）方案三 增加省煤器水側(cè)旁路

本方法為在省煤器進(jìn)出水母管增加旁路，減少省煤器的水量，省煤器的出口水溫提高降低了省煤器的換熱溫差，減少對流換熱量，提高省煤器出口水溫。旁路的給水進(jìn)入下降管或出口集箱進(jìn)入鍋爐水系統(tǒng)。改造系統(tǒng)比較簡單，在一定范圍內(nèi)可通過旁路流量調(diào)節(jié)方便地調(diào)節(jié)省煤器出口的煙氣溫度。但省煤器出口溫度受到飽和溫度的限制，水溫要求和飽和溫度有一定的溫差，以防止出現(xiàn)省煤器沸騰汽化影響鍋爐的運(yùn)行。該方法比較適合于要求溫升較低的情況，系統(tǒng)改造見圖1。

（4）方案四 減少省煤器受熱面

該方法通過減少省煤器的受熱面來減少對流換熱量，提高省煤器出口的煙溫，為運(yùn)行中不可調(diào)整的方案。改造僅涉及省煤器的換熱部分，方案受省煤器結(jié)構(gòu)的影響，特別需要考慮減少受熱面后對鍋爐滿負(fù)荷工況的省煤器出口煙氣溫度的影響，防止在高氣溫和高負(fù)荷工況對SCR催化劑的影響。（一般要求不超過400℃）。計(jì)算表明，減少省煤器受熱面在高負(fù)荷工況省煤器出口溫升的提高量小于低負(fù)荷工況的溫升提高。

（5）方案五 省煤器分級

省煤器分級是減少省煤器受熱面的一種升級方案，通過減少省煤器的受熱面提高進(jìn)入SCR的煙氣溫度，然后在SCR反應(yīng)器后布置低溫省煤器回收煙氣的熱量，可保持甚至提高鍋爐的效率。同樣是SCR入口煙氣溫度不可調(diào)整的方案，確定受熱面減少量時(shí)，同樣需要考慮高負(fù)荷和高氣溫的情況。省煤器的低溫部分的布置，載荷傳遞和系統(tǒng)的連接比較復(fù)雜，改造的費(fèi)用比較高，比較試用新機(jī)組投產(chǎn)前與鍋爐一同設(shè)計(jì)投用。

圖1 增加省煤器水側(cè)旁路系統(tǒng)圖

（6）方案六 增加省煤器煙氣旁路

省煤器的煙氣旁路曾是廣泛提到的提高省煤器SCR入口溫度的方法，系統(tǒng)簡單，調(diào)節(jié)方便，對高負(fù)荷鍋爐效率影響較小。但改造涉及的省煤器前煙氣的引出、煙道改造、旁路煙氣流量的調(diào)整等受到鍋爐結(jié)構(gòu)的限制較多，改造的費(fèi)用也比較高。

（7）方案七 減少部分省煤器受熱面并增加省煤器水側(cè)旁路

對于增加省煤器水側(cè)旁路受出口水溫限制煙氣溫升還有缺口的情況，可以考慮通過減少部分省煤器受熱面提升出口煙溫，而受熱面減少后水側(cè)的出口溫度降低，給設(shè)置水側(cè)旁路的省煤器出口水溫的提升留下一定空間。該方法系統(tǒng)簡單，在一定范圍內(nèi)出口煙溫可調(diào)，改造的費(fèi)用比較小。比較適合提升溫度不是很高的情況。

結(jié)合上海漕涇電廠鍋爐實(shí)際運(yùn)行情況，結(jié)合各方案特點(diǎn)，委托鍋爐廠進(jìn)行了計(jì)算和校核，選定方案三，該方案系統(tǒng)簡單，成本較低，比較適合本廠較小煙溫缺口的實(shí)際情況，能夠滿足機(jī)組在40%THA負(fù)荷下投運(yùn)SCR的投運(yùn)條件。該方案具體實(shí)施內(nèi)容：在給水旁路隔絕門和給水母管的連接管段上引出省煤器旁路管道，省煤器旁路管設(shè)置隔絕門、調(diào)整門和流量孔板，系統(tǒng)相對獨(dú)立。在省煤器出口給水管道上增加溫度、壓力測點(diǎn)。DCS增加相應(yīng)卡件，并增加自動控制邏輯、組態(tài)及畫面修改。煙氣溫度控制方面，擬采用以省煤器水側(cè)出口溫度為參考點(diǎn)，省煤器出口煙氣溫度為目標(biāo)的控制方式，并增加必要的省煤器出口水溫的限制，以防止省煤器水的沸騰。

3 經(jīng)濟(jì)性分析

以2013年度2號機(jī)組運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，來分析該項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性。

3.1 脫硝退出造成的損失計(jì)算

（1）2013年2號機(jī)組不滿足脫硝投運(yùn)條件的時(shí)間（如表2所示）：408 h。

表2 負(fù)荷、煙溫的小時(shí)數(shù)統(tǒng)計(jì)表

（2）機(jī)組SCR入口煙溫低于320℃的低負(fù)荷區(qū)在450 MW～470 MW之間，低負(fù)荷工況電功率取450 MW。

（3）每年低負(fù)荷區(qū)脫硝停運(yùn)時(shí)的發(fā)電量低負(fù)荷電功率×脫硝年停運(yùn)h數(shù)=1.836億kWh。

（4）年排放的NOx數(shù)量

450 MW低負(fù)荷區(qū)煙氣流量按照運(yùn)行統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)為1 600 t/h左右，煙氣溫度為310℃左右，折算成標(biāo)態(tài)體積流量為：

煙氣流量×煙氣排放NOx濃度×脫硝年停運(yùn)h數(shù)=1391×350×408×10-6=198.6 t/a。

（5）由于未投入脫硝裝置可能引起的損失：排污費(fèi)=排污費(fèi)率×年排放的NOx數(shù)量=4×198.6×103=79.4萬元/a。還可能存在政府對于超標(biāo)排放的懲罰性罰款。

3.2 脫硝補(bǔ)貼收益

年脫硝電價(jià)收益=電功率×脫硝電價(jià)補(bǔ)貼×脫硝年停運(yùn)h數(shù)=450×0.8×408=147萬元/a。

脫硝量收益=煙氣排放NOx濃度差×脫硝量補(bǔ)貼×脫硝年停運(yùn)h數(shù)=（1.6/1.15）×（350－55）×2×408=33萬元/a。

減免排污費(fèi)收益：減免排污費(fèi)=煙氣排放NOx濃度差×排污費(fèi)率×脫硝年停運(yùn)小時(shí)數(shù)=（1.6/1.15）×（350－55）×4×408=67萬元/年。

脫硝收入：脫硝電價(jià)補(bǔ)貼+減免排污費(fèi)=147+33+67=147萬元/a。

3.3 改造增加運(yùn)行成本

（1）排煙溫度增加3.1℃，對燃料成本的增加（由于設(shè)有GCH系統(tǒng),空預(yù)器排煙溫度提高對發(fā)電煤耗的影響可按～0.5 g/kWh計(jì)算），發(fā)電煤耗增加=增加標(biāo)煤耗×平均脫硝停運(yùn)時(shí)間=450×0.5×790×408=7萬元/a。

（2）增加了脫硝還原劑的消耗：

氨消耗支出=脫除NOx數(shù)量×液氨單價(jià)×平均脫硝停運(yùn)時(shí)間=（1.6/1.15）×（350－55）×3000×408=20萬元/a。

（3）系統(tǒng)的電耗=電耗×電價(jià)×平均脫硝停運(yùn)時(shí)間=55 ×0.45×408=1萬元/年。

（4）給水系統(tǒng)增加的能很小，可以不計(jì)。

按照在450 MW工況下SCR年投入408 h計(jì)算，低負(fù)荷投入和不投脫硝的比較如表3所示。

表3 經(jīng)濟(jì)性比較萬元·a-1

因此，通過該項(xiàng)改造，每年可以減少79萬的排污支出，同時(shí)增加140萬的收入，年總收益達(dá)到219萬元。按照項(xiàng)目投入800萬計(jì)算，3.65年收回成本。同時(shí)，每年減少NOx排放約167 t，社會效益也是十分巨大。

4 寬負(fù)荷脫硝改造的應(yīng)用

通過寬負(fù)荷脫硝改造的必要性、方案比選、經(jīng)濟(jì)性上進(jìn)行了充分的論證后，于2015年7月及11月完成了兩臺機(jī)組的項(xiàng)目的實(shí)施。在2號機(jī)組改造完成后，經(jīng)調(diào)試試驗(yàn)，試驗(yàn)數(shù)據(jù)達(dá)到了設(shè)計(jì)要求，主要試驗(yàn)結(jié)果如下。

（1）管路特性

通過7月28日530 MW工況、8月10日450 MW和8月11日400 MW工況試驗(yàn)，得出寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)在投入后SCR入口煙氣溫升已達(dá)到設(shè)計(jì)要求。在給水主路不節(jié)流的前提下，單獨(dú)投運(yùn)寬負(fù)荷脫硝一路，脫硝入口煙溫有效提升，流量達(dá)到設(shè)計(jì)流量（約500 t/h左右）。因此正常投、退和調(diào)整寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)時(shí)，可以不操作給水主路閥門，有效避免了主路節(jié)流操作對給水系統(tǒng)的擾動和隱患。

（2）對給水系統(tǒng)的影響

在試驗(yàn)中，開大和關(guān)小寬負(fù)荷脫硝調(diào)溫閥時(shí)，給水總流量（帶低流量保護(hù)）的波動在可控范圍之內(nèi)。但還需繼續(xù)觀察對給水系統(tǒng)的影響，尤其是在減溫水噴水調(diào)節(jié)、負(fù)荷變化及其他工況擾動時(shí)，寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)對給水系統(tǒng)的擾動?，F(xiàn)階段在正常運(yùn)行時(shí)，盡量保持系統(tǒng)穩(wěn)定，寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)的調(diào)節(jié)和進(jìn)、出系應(yīng)平緩。

（3）煙氣溫升能力

夏季工況（環(huán)境溫度約35℃）：

530 MW工況，寬負(fù)荷脫硝調(diào)溫閥開至50%，煙氣溫升能力為331－323=7℃。

450 MW工況，寬負(fù)荷脫硝調(diào)溫閥開至100%，煙氣溫升能力為323.1－314.3=8.8℃。

400 MW工況，寬負(fù)荷脫硝調(diào)溫閥開至100%，煙氣溫升能力為323.8－309.1≈15℃。

綜上試驗(yàn)數(shù)據(jù)得出，投入寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)后，脫硝入口煙氣溫度提升顯著。目前機(jī)組運(yùn)行時(shí)，設(shè)定SCR入口煙氣溫度若小于308℃時(shí)，脫硝系統(tǒng)出系。在今后運(yùn)行時(shí)，可以較早投入寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)，從而提升SCR入口煙氣溫度，有利于保證機(jī)組脫硝投入率。另外，還需在冬季極端氣溫下再進(jìn)行低負(fù)荷時(shí)段的煙氣溫升能力試驗(yàn)。

（4）省煤器出口欠焓

寬負(fù)荷脫硝調(diào)溫閥開大后，為保護(hù)省煤器出口不被汽化，控制邏輯設(shè)定了閉鎖及保護(hù)功能。就試驗(yàn)數(shù)據(jù)來看，省煤器出口欠焓始終能夠滿足要求，其中：

530 MW工況試驗(yàn)期間，當(dāng)調(diào)節(jié)閥開到50%以后，出口欠焓保持在30℃以上。

450 MW工況試驗(yàn)期間，當(dāng)調(diào)節(jié)閥開到100%以后，出口欠焓保持在25.9℃。

400 MW工況試驗(yàn)期間，當(dāng)調(diào)節(jié)閥開到100%以后，出口欠焓保持在15.6℃。

5 結(jié)語

經(jīng)過寬負(fù)荷脫硝改造后的調(diào)試、運(yùn)行、試驗(yàn)，結(jié)果與設(shè)計(jì)基本一致，管路特性、對給水系統(tǒng)的影響、煙氣溫升能力、省煤器出口欠焓等方面均滿足設(shè)計(jì)要求，在改善環(huán)境、提高電廠上網(wǎng)競爭力等方面均有較好的綜合效益，也為其它同類型機(jī)組的寬負(fù)荷脫硝改造提供了借鑒經(jīng)驗(yàn)。

Research and Application of 1000 MW Unit Power Plant Wide Load Denitrification

Zhang Nanfang
Shanghai Caohejing Power Plant Power Generation Co.,Ltd

The article introduces composition and configuration of 1000MW ultra critical unit denitrification system at Shanghai caohejing power plant. The operation condition of wide load denitrification renovation project and existing problems and deficiencies of current denitrification system are studied. The author discusses necessity of wide load denitrification system, feasibility, security and economic benefits of solutions. It concludes that economizer water side bypass is the final renovation solution after comparative analysis. The test results of wide load denitrification system commissioning after renovation project meet anticipated goal, which effectively avoids denitrification system withdrawalduring low load period. It contributes to government’s energy saving and emission reducing work and provides reference experiences to heating renovation of same types units.

1000MW, Wide Load, Denitrification

10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2016.12.005

張南放：（1960-），男，本科，生產(chǎn)技術(shù)部副經(jīng)理，從事電廠設(shè)備的檢修管理工作。