燃煤發(fā)電機(jī)組鍋爐寬負(fù)荷脫硝的研究與應(yīng)用

趙凱（天津軍電熱電有限公司天津300300）

燃煤發(fā)電機(jī)組鍋爐寬負(fù)荷脫硝的研究與應(yīng)用

趙凱
（天津軍電熱電有限公司天津300300）

本文簡要介紹了天津軍電熱電有限公司2×350MW燃煤發(fā)電機(jī)組鍋爐寬負(fù)荷脫硝的研究與應(yīng)用的背景和意義、技術(shù)路線和方案選擇及改造效果。寬負(fù)荷脫硝的研究與應(yīng)用的成功，對于火力發(fā)電企業(yè)燃煤發(fā)電機(jī)組既能適應(yīng)電網(wǎng)調(diào)峰要求又能滿足環(huán)境保護(hù)的要求，具有較好的示范作用。

燃煤發(fā)電機(jī)組；鍋爐；寬負(fù)荷脫硝；研究與應(yīng)用

1 項(xiàng)目背景和意義

1.1 背景

目前火力發(fā)電廠燃煤發(fā)電機(jī)組鍋爐的脫硝裝置大多數(shù)采用選擇性催化還原類（即SCR裝置），SCR裝置布置在鍋爐尾部省煤器和空氣預(yù)熱器之間，采用的催化劑要求的通常工作溫度范圍一般在300～400℃之間（與煤種、催化劑類型等相關(guān)，一些催化劑要求的最低噴氨溫度達(dá)到310℃甚至更高），超過（高于或低于）溫度范圍時催化劑將不能發(fā)揮應(yīng)有的作用。

天津軍電熱電有限公司兩臺350MW機(jī)組鍋爐的脫硝裝置采用選擇性催化還原類（即SCR裝置），配置的催化劑為美國原裝進(jìn)口產(chǎn)品，要求的工作溫度范圍在330～450℃之間。改造前，一般機(jī)組負(fù)荷達(dá)到280MW時，鍋爐煙氣溫度可滿足330℃以上，脫硝裝置方可投入運(yùn)行。

常規(guī)鍋爐設(shè)計(jì)中，會存在如下問題：在機(jī)組負(fù)荷較高時，脫硝裝置進(jìn)口煙溫正好在催化劑正常運(yùn)行范圍；而在機(jī)組負(fù)荷較低時，脫硝裝置進(jìn)口煙溫較低，低于催化劑的正常使用溫度。若在低負(fù)荷時將脫硝裝置進(jìn)口的設(shè)汁煙溫提高到滿足催化劑的要求，則在高負(fù)荷時煙溫會更高，引起排煙溫度高，鍋爐效率低，煤耗量大。因此，一般情況下鍋爐設(shè)計(jì)時，都按在高負(fù)荷時滿足較低的排煙溫度來進(jìn)行設(shè)計(jì)，以確保鍋爐的高效率，提高機(jī)組經(jīng)濟(jì)性。但是，由于電網(wǎng)用電量波動很大，需要發(fā)電企業(yè)的發(fā)電機(jī)組既能在用電量高時帶滿負(fù)荷，又能在用電量低時降低負(fù)荷，一般電網(wǎng)要求發(fā)電企業(yè)的發(fā)電機(jī)組最低能在40%負(fù)荷下安全運(yùn)行，這將致使發(fā)電機(jī)組在低負(fù)荷時只能將鍋爐脫硝裝置解列運(yùn)行，從而不能滿足國家環(huán)保對燃煤發(fā)電機(jī)組鍋爐煙氣氮氧化物排放指標(biāo)的要求。

1.2 意義

隨著國家對環(huán)境保護(hù)的日趨重視，對火力發(fā)電企業(yè)燃煤發(fā)電機(jī)組鍋爐煙氣污染物排放要求越來越高，為適應(yīng)電網(wǎng)對發(fā)電機(jī)組調(diào)峰能力的要求，同時也能控制和保證燃煤發(fā)電機(jī)組在40%負(fù)荷工況下運(yùn)行時鍋爐煙氣氮氧化物排放達(dá)到環(huán)保要求，需要對鍋爐進(jìn)行寬負(fù)荷脫硝改造。

2 技術(shù)路線的選擇確定

要實(shí)現(xiàn)SCR脫硝裝置寬負(fù)荷運(yùn)行，目前技術(shù)改造路線有兩個：

技術(shù)路線一是讓催化劑適應(yīng)鍋爐煙溫，采用低溫催化劑替代現(xiàn)有催化劑。

技術(shù)路線二是讓鍋爐煙溫適應(yīng)現(xiàn)有催化劑，改造鍋爐省煤器及煙風(fēng)系統(tǒng)等。

因煙氣低溫SCR催化技術(shù)目前尚不成熟，沒有應(yīng)用于工程實(shí)踐的低溫脫硝催化劑，因此只能采用技術(shù)路線二。

3 鍋爐煙溫適應(yīng)催化劑技術(shù)方案比選與確定

3.1 提高SCR入口煙氣溫度的方案

3.1.1 省煤器分級布置

本方案的基本原理是：在進(jìn)行熱力計(jì)算的基礎(chǔ)上，將鍋爐尾部煙道布置的省煤器一分為二，第一部分仍然布置于鍋爐尾部煙道，第二部分布置在SCR反應(yīng)器后，SCR反應(yīng)器下部的省煤器可以稱之為一級省煤器，鍋爐尾部煙道布置的省煤器稱之為二級省煤器，如圖1。

省煤器給水直接引至位于SCR反應(yīng)器后面的一級省煤器，從一級省煤器出來的熱水通過連接管道引接至二級省煤器。這樣的方法是通過減少SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，達(dá)到提高SCR反應(yīng)器入口溫度最低要求的目的。煙氣通過SCR反應(yīng)器脫氮之后，進(jìn)一步通過SCR反應(yīng)器后的省煤器來吸收煙氣中的熱量，以保證空氣預(yù)熱器進(jìn)、出口煙溫基本不變，也就是說，在保證SCR最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上所有負(fù)荷正常投運(yùn)的同時，保證鍋爐的熱效率等性能指標(biāo)不受影響。

3.1.2 煙氣旁路系統(tǒng)

本方案的基本原理是：在省煤器進(jìn)口位置的煙道上開孔，設(shè)置煙氣旁路擋板，抽一部分高溫?zé)煔庵罶CR入口處（目的是提高混合效果，可以在尾部后煙道低溫過熱器管屏中、下層之間抽高溫?zé)煔猓?。在低?fù)荷時，通過調(diào)節(jié)旁路擋板抽取較高溫?zé)煔馀c省煤器出口的煙氣混合，使低負(fù)荷時SCR入口處煙氣溫度提高，達(dá)到最低噴氨溫度要求；在高負(fù)荷時，關(guān)閉煙氣旁路擋板，如圖2。

圖1 省煤器系統(tǒng)分級布置示意圖

圖2 煙氣旁路系統(tǒng)示意圖

3.1.3 省煤器水側(cè)旁路系統(tǒng)

在省煤器進(jìn)口集箱以前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水短路，減少給水在省煤器中的吸熱量，以達(dá)到提高省煤器出口煙溫的目的，如圖3。該種方式的變型設(shè)計(jì)為將省煤器分為兩段式布置，在兩段式中間增加省煤器中間集箱，如圖4。在低負(fù)荷時，減少進(jìn)入低溫段省煤器的給水流量以提高省煤器出口煙溫，直到低溫段省煤器流量降到非常低；該種方案相對于單純的部分給水旁路，可以提高的煙氣溫度更高。

3.1.4 省煤器出口水再循環(huán)系統(tǒng)

從省煤器出口抽出高溫?zé)崴M(jìn)入省煤器進(jìn)口，通過再循環(huán)省煤器部分工質(zhì)方式，提高和控制省煤器進(jìn)口水溫，減小工質(zhì)在省煤器內(nèi)的吸熱量，實(shí)現(xiàn)調(diào)節(jié)SCR入口煙氣溫度升高的目的。

3.1.5 亞臨界爐水再循環(huán)系統(tǒng)

該種方式為從汽包下降管引出飽和水接到省煤器進(jìn)口管道進(jìn)行混合，然后進(jìn)入省煤器，通過調(diào)節(jié)汽包下降管引出飽和水流量的大小減少工質(zhì)在省煤器內(nèi)的吸熱量，實(shí)現(xiàn)調(diào)節(jié)SCR入口煙氣溫度的目的。

圖3

圖4

3.1.6 采用0號高壓加熱系統(tǒng)

回?zé)岢槠a(bǔ)充給水加熱技術(shù)是指從汽輪機(jī)高壓缸上選擇一個合適的抽汽點(diǎn)，將該抽汽引入一個抽汽可調(diào)式的給水加熱器（稱之為0號高壓加熱），在機(jī)組低負(fù)荷時投運(yùn)該路抽汽，來提高給水溫度，減少工質(zhì)在省煤器內(nèi)的吸熱量，以提高省煤器出口煙氣溫度，保證低負(fù)荷時SCR催化劑能夠安全穩(wěn)定連續(xù)運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝的功能，如圖5。

該給水加熱器入口設(shè)置了調(diào)節(jié)門，低負(fù)荷時可以控制該加熱器入口壓力基本不變，從而能維持給水溫度基本不變。

圖5 回?zé)岢槠a(bǔ)充加熱鍋爐給水流程圖和原理圖

回?zé)嵯到y(tǒng)改造增加的抽汽汽源可來自于汽輪機(jī)補(bǔ)汽閥后的管路，通過原補(bǔ)汽管路將高壓缸第五級后蒸汽通過減溫、減壓裝置后返供至1號高壓加熱器，其中抽汽壓力靠調(diào)門來控制。

3.2 方案比較

3.2.1 省煤器分級布置

可根據(jù)鍋爐SCR催化劑的具體運(yùn)行條件，設(shè)計(jì)一、二級省煤器管排，不改變鍋爐整個熱量分配和運(yùn)行、調(diào)節(jié)方式，隨負(fù)荷變動煙氣溫度可調(diào)節(jié)范圍大，在保證SCR最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上所有負(fù)荷正常投運(yùn)的同時，因排煙溫度略有增加，但影響不大。

3.2.2 煙氣旁路系統(tǒng)

通過調(diào)節(jié)擋板調(diào)節(jié)煙氣流量可使催化劑工作于最佳反應(yīng)溫度范圍，煙氣溫度可調(diào)節(jié)范圍大，但改變了鍋爐整個熱量分配和運(yùn)行、調(diào)節(jié)方式，部分煙氣未參與省煤器換熱，因而會使低負(fù)荷運(yùn)行時的鍋爐效率降低。另外對煙氣旁路擋板的可靠性要求較高，如果煙氣擋板的密封性能變差，或煙氣擋板開啟后無法關(guān)閉，在高負(fù)荷時有部分高溫?zé)煔鈴呐月窡煹佬孤叮苯舆M(jìn)入SCR裝置，這時煙氣溫度將會出現(xiàn)高于催化劑最高允許溫度的風(fēng)險(xiǎn)，可能會對催化劑帶來致命的破壞；如果長期在高負(fù)荷運(yùn)行，擋板門處于常閉狀態(tài)，可能會導(dǎo)致積灰、卡澀打不開，而無法實(shí)現(xiàn)煙氣調(diào)節(jié)作用。

3.2.3 省煤器水側(cè)旁路系統(tǒng)

此方案的兩種方式可調(diào)節(jié)煙氣溫度的范圍較小，一般在10～15℃，在脫硝入口煙氣溫度提高要求不是很多時基本可行，省煤器后煙氣溫度可達(dá)到最低噴氨溫度的要求，但在脫硝入口煙溫提高額度要求較多時，需要旁路的給水量太大，在省煤器中工質(zhì)可能會產(chǎn)生沸騰汽化現(xiàn)象，威脅到機(jī)組的安全性。旁路量不太大時也有可能發(fā)生汽水兩相混合不均情況。此外，也會導(dǎo)致排煙溫度在低負(fù)荷時有一定上升，影響鍋爐效率。

3.2.4 省煤器出口水再循環(huán)系統(tǒng)

此方案可調(diào)節(jié)煙氣溫度的范圍較小，一般也在10～15℃，由于工質(zhì)在省煤器中換熱量減少，會導(dǎo)致排煙溫度在低負(fù)荷時有一定上升，影響鍋爐效率。

3.2.5 采用0號高壓加熱系統(tǒng)

此方案能提高給水溫度約40℃，提高鍋爐排煙溫度20℃。在保證脫硝裝置在低負(fù)荷安全投運(yùn)的前提下，汽輪機(jī)在低負(fù)荷抽汽量的增加，提高了熱力系統(tǒng)的循環(huán)效率。根據(jù)SIEMENS計(jì)算，50%負(fù)荷工況下，可降低汽輪機(jī)熱耗57kJ/kw.h，相當(dāng)于降低煤耗2.18g/kw.h。另外，提高了鍋爐水動力安全性。省煤器入口水溫的提高，使省煤器出口即水冷壁入口水溫亦相應(yīng)提高，減少了水冷壁入口欠焓，顯著提高了低負(fù)荷工況下的水動力特性，大大提高了水冷壁的運(yùn)行安全性。

該種方式對于1000MW帶補(bǔ)汽閥的機(jī)組改造較為方便，其它沒有帶補(bǔ)汽閥的機(jī)組需要合理選擇抽汽點(diǎn)，改造量較大。

3.3 方案選擇確定

改造前對天津軍電熱電有限公司兩臺350MW機(jī)組通過性能試驗(yàn)，機(jī)組負(fù)荷與SCR入口煙溫見表1。

表1 SCR入口煙溫表

針對機(jī)組實(shí)際，充分考慮鍋爐性能、尾部受熱面布置、脫硝裝置煙道空間位置、SCR催化劑運(yùn)行煙溫要求以及機(jī)組滿足電網(wǎng)深度調(diào)峰能力和設(shè)備運(yùn)行安全等方面因素，通過對以上通常采用的方案進(jìn)行分析對比，采用省煤器分級布置方案是最佳選擇。

4 改造效果

改造后對天津軍電熱電有限公司兩臺350MW機(jī)組進(jìn)行性能試驗(yàn)，機(jī)組負(fù)荷與SCR入口煙溫見表2。

表2 SCR入口煙溫

從表中可以看出，機(jī)組負(fù)荷在70MW時，SCR入口煙溫就可達(dá)到脫硝裝置投運(yùn)條件。改造后對機(jī)組經(jīng)濟(jì)性也有所影響，機(jī)組負(fù)荷在175MW至350MW鍋爐排煙溫度上升近10℃，影響機(jī)組煤耗增加1.7kg/kw.h。

結(jié)語

天津軍電熱電有限公司兩臺350MW燃煤發(fā)電機(jī)組通過省煤器分級布置改造，使機(jī)組在較寬的負(fù)荷范圍保證脫硝裝置安全投入運(yùn)行，雖然對機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性有一定的影響，但提高了機(jī)組的調(diào)峰能力，滿足了電網(wǎng)要求，同時，也保證了機(jī)組在較低負(fù)荷下鍋爐煙氣氮氧化物排放滿足國家超低排放標(biāo)準(zhǔn)的要求，為改善地區(qū)空氣環(huán)境質(zhì)量，提升天津可持續(xù)發(fā)展能力做出了貢獻(xiàn)。

趙凱（1961—），男，高級工程師，從事環(huán)保設(shè)施管理工作，工作單位：天津軍糧城發(fā)電有限公司。