全负荷脱硝技术的应用与分析
摘要
在锅炉省煤器中添加热水再循环系统，并增加邻机2号抽汽管路，将其应用于某600ＭＷ亚临界机组。结果表明：在30％锅炉最大连续出力（BMCR）工况下，泵入热水再循环质量流量为900ｔ/ｈ，省煤器出口烟气温度达到309.10℃，增幅为30.80Ｋ，可达到脱硝要求；在启动工况下邻机蒸汽可将本机给水温度从154.22℃提升到194.53℃，省煤器出口烟气温度可达到301.77℃，同样满足脱硝要求。
关键词：热水再循环；邻机加热；烟气温度；全负荷脱硝；省煤器
随着经济社会发展的转型和新能源行业的进步，电网负荷峰谷差不断增大，对于电网调峰的需求也逐渐增加。与新能源等电力来源相比，煤电具有较好的调峰性能，火电机组尤其是燃煤机组频繁启停和持续低负荷运行已成为常态。
目前，燃煤机组深度调峰最低负荷约为30％，当燃煤机组在低负荷下运行时省煤器出口烟气温度降低。同时，我国燃煤机组普遍采用选择性催化还原（SCR）法进行烟气脱硝，如果省煤器出口烟气温度降至300℃，即会低于大部分SCR催化剂最佳反应温度范围的下限，使催化剂活性降低，造成氨逃逸率提高和NOｘ排放量超标。因此，亟需寻求方案来解决燃煤机组启停和持续低负荷运行时省煤器出口烟气温度偏低的问题。
魏刚等针对国投天津北疆电厂低负荷下对温度提升要求不高、工程周期短的实际情况，选用烟气旁路方案，以降低烟气放热量，使SCR入口烟气温度提高15～20Ｋ。关键等提出采用省煤器给水旁路方案，以某300ＭＷ燃煤电站锅炉为对象进行多种负荷下的试验研究。曹建文提出给水旁路＋省煤器再循环方案，与给水旁路方案相比，该方案叠加效果显著。李沙提出通过省煤器分级方案改造某电厂600ＭＷ机组，将省煤器受热面切除33％，发现在210ＭＷ负荷下SCR入口烟气温度提高30Ｋ。廖永进等分析了在烟气旁路方案下不同旁路烟气比例对于烟气温度的调节能力。
综合上述研究发现，以上技术方案提升烟气温度幅度有限，在极低负荷区间和启动过程中仍无法满足SCR烟气温度要求，还会带来锅炉效率降低、漏风、积灰、催化剂失效和流场不均匀等不利影响。基于此，笔者提出一种热水再循环结合邻机加热技术的全负荷脱硝技术方案。
1技术方案
Team Introduction
全负荷脱硝要求满足机组启动过程和超低负荷工况下省煤器出口烟气温度要求。为此，提出一种热水再循环＋邻机加热技术方案，方案系统见图1。其中，热水再循环将下降管中工质通过循环泵引至省煤器入口。考虑系统安全性和汇合集箱位置，热水再循环取水点选取在汇合集箱前，循环工质通过汽包后进入下降管，在混合集箱混合后由循环泵泵入省煤器入口集箱，以提高省煤器入口水温，降低省煤器的吸热量，从而提高省煤器出口烟气温度。通过热水再循环可较大幅度地提升烟气温度，且系统简单，改造投资少，对其他工况的影响也较小。
原机组运行并网时省煤器出口烟气温度约为250℃，远远无法达到催化剂活性温度要求。因此，考虑利用邻机蒸汽加热给水，邻机蒸汽热源通过母管进入本机2号高压加热器，可将主给水温度提高至190℃以上，疏水进入热水再循环系统可进一步加热省煤器入口给水。邻机加热系统与热水再循环系统结合使用可满足提温需要。
图1热水再循环＋邻机加热技术方案
综合热水再循环和邻机加热，该全负荷脱硝方案可满足全负荷过程中省煤器出口烟气温度要求，保证脱硝催化剂的安全运行和较高的催化效率。
2热力计算过程
Team Introduction
省煤器是典型的对流受热面，其换热方程如下：
省煤器是利用锅炉尾部烟气热量加热锅炉给水的设备，为简便起见，计算烟气放热量时引入保热系数φ，即认为烟气放热量Ｑｓ等于受热介质水的吸热量Ｑｗ。
烟气放热量为：
受热介质水的吸热量为：
Δｔ可按对数平均温差来计算：
将省煤器管子的传热系数看成是多层壁的传热系数ｋ。
由式（2）～式（4）和式（6）联立可得省煤器各项换热参数。
3工程应用分析
Team Introduction
3.1边界条件
以某600ＭＷ亚临界机组作为分析案例。如图2所示，在300ＭＷ负荷下，SCR入口烟气温度达到296.87℃；在250ＭＷ负荷下，SCR入口烟气温度为280.31℃；在低负荷下难以达到维持脱硝系统烟气温度的要求。在500ＭＷ负荷下，SCR入口烟气温度为328.65℃；满负荷600ＭＷ时，SCR入口烟气温度为336.11℃，可以看出，目前SCR入口烟气温度整体偏低，机组存在低负荷下SCR入口烟气温度不能满足SCR脱硝设备安全投运的问题。
图2SCR入口烟气温度分布
在机组启动过程中，并网时省煤器入口给水温度为154.22℃，省煤器出口烟气温度为249.93℃，与SCR反应器要求的催化剂最佳反应温度范围下限（300℃）有较大差距，因此需提高省煤器入口给水温度。
3.2改造内容
热水再循环系统主要由热水再循环泵、气动闸阀、电动调节阀、流量测量装置、截止止回阀、三通和管道等组成。如图3所示，热水再循环泵电机的冷却系统由高压水管道和低压水管道组成。热水再循环管道一端连接汽包下降管道，另一端连接锅炉主给水管道。再循环管道以三通的方式连接下降管，将部分炉水从下降管引入再循环管道中的混合集箱。热水再循环泵将来自炉水再循环管道上的混合集箱的水加压后泵出，经过出口阀、出口管道和出口管道上的气动闸阀、气动调节阀和截止止回阀，以三通的方式进入主给水管道。该系统为泵设置小流量管道，在主给水管道接入点的上游设置新的截止止回阀。
图3现场改造示例
邻机加热改造需在机组之间增加抽汽供热母管，供热母管上需设置1个压力测点和1个温度测点接入机组集散控制系统（DCS），以调节供热母管压力和温度。另外，需分别从两机组再热器冷段至辅汽联箱的管路上引出蒸汽管道至母管，为保证机组安全运行，在蒸汽管道上分别安装带气动执行机构的截止止回阀和气动闸阀。在母管上分别引出蒸汽管道接至原机组的2号高压加热器抽汽管道，在引出的蒸汽管道上分别安装电动调节阀和手动闸阀，用于调节进入2号高压加热器的蒸汽量，从而控制省煤器入口给水温度。
3.3改造效果分析
从表1可以看出，当机组负荷处于50％热耗率验收工况（THA工况）时，如果热水再循环质量流量ｑｍ，ｈ为320ｔ/ｈ，省煤器悬吊管出口温度为296℃，距离悬吊管汽化温度仍有28Ｋ的温差，省煤器出口烟气温度可达到310.82℃，省煤器烟气温度提升13.95Ｋ，排烟温度增幅为5.34Ｋ。在50％THA工况下悬吊管的安全性可以得到保证。在30％锅炉最大连续出力工况（BMCR工况）下，如果热水再循环质量流量为900ｔ/ｈ，省煤器出口烟气温度可达309.10℃，省煤器出口烟气温度增。
表1在低负荷下改造前后参数变化
幅为30.8Ｋ，在保证悬吊管安全温度的条件下，排烟温度最大增幅为10.6Ｋ，说明提温效果较好。
在启动过程中加热热源的选取原则是保证加热器换热性能的同时兼顾蒸汽的经济性。对比机组的各级抽汽参数，选取邻机2号高压加热器抽汽作为邻机加热启动方案的加热热源，进行计算分析。
从表2可以看出，在启动过程中采用邻机2号抽汽进行加热给水，抽汽质量流量约为22ｔ/ｈ。采用邻机2号抽汽作为加热热源，当邻机负荷发生变化时，由于抽汽质量流量较小，不会引起汽轮机推力超限，保证了邻机的安全运行。
利用邻机蒸汽将给水温度从154.22℃提高至194.53℃，如表3所示。结合热水再循环技术可将省煤器出口烟气温度从249.93℃提高至301.77℃，满足了SCR脱硝烟气温度要求。
3.4改造效果对比
选取热水再循环、烟气旁路和省煤器分级3种方案，比较了50％THA和30％BMCR2个典型工况下的改造效果。如图4所示，在50％THA工况下，改造前省煤器出口烟气温度为296.87℃，阴影部分表示省煤器出口烟气温度增幅。通过不同改造方案均能将烟气温度提升至300℃以上，其中采用热水再循环质量流量为320ｔ/ｈ、旁路烟气比例η为12.5％和省煤器分级方案时效果较好。
表2邻机2号抽汽参数
表3在全负荷和启动工况下改造前后参数变化
图4在50％THA工况下省煤器出口烟气温度对比
如图5所示，在30％BMCR工况下，改造前省煤器出口烟气温度为278.3℃，需将热水再循环质量流量增大至450ｔ/ｈ才能较好维持省煤器出口水温，如果采用烟气旁路方案需将旁路烟气比例增大至17％以上才维持较好的提温效果。
图5在30％BMCR工况下省煤器出口烟气温度对比
提高省煤器出口烟气温度会不同程度导致排烟温度提升，影响锅炉效率。如图6所示，在30％BMCR工况下，为满足省煤器出口烟气温度要求，需将旁路烟气比例增大至17％，此时锅炉效率降低0.599％，如果旁路烟气比例为22％，则锅炉效率降低0.768％，对机组效率影响较大，且烟气旁路改造工程复杂，高负荷下易漏风，低负荷下会造成流场不均匀，因此不推荐烟气旁路方案。
图6不同工况下锅炉效率降幅对比
热水再循环方案通过设置热水再循环质量流量为450ｔ/ｈ，省煤器出口烟气温度可达到300℃，满足低负荷脱硝的要求，此时锅炉效率降幅为0.141％，对锅炉经济性的影响较小，且方案成熟，投资价格适中，性能和寿命均有保证。省煤器分级方案不会对锅炉经济性产生影响，在低负荷以及并网时刻均能保证省煤器出口烟气温度达到300℃，但其改造费用过高，施工周期较长，在不对机组进行综合升级改造的情况下，不推荐省煤器分级方案。
3.5改造经济性分析
3.5.1改造投资
如表4所示，热水再循环改造投资费用为1100万元。邻机加热改造费用为165万元，总投资为1265万元。
表4热水再循环投资费用 万元
3.5.2效益分析
热水再循环和邻机加热系统改造收益包括脱硝电价补贴、NOx排污费减少部分、NOx超标排放罚款规避和启动时间减少的收益4部分。其中，脱硝电价补贴按机组50％THA计，根据边界条件可知，在该负荷段运行时间为1510.8ｈ，脱硝电价补贴按净利润0.5分/（kW·ｈ）（脱硝补贴电价1分/（kW·ｈ），扣除液氨、控制等成本0.5分/（kW·ｈ）计，则每年可获得的脱硝电价补贴为226.6万元。按照改造前脱硝投入率为90％、脱硝效率为78％核算，24亿kW·ｈ发电量约排放NOｘ质量为960ｔ，改造后脱硝投入率可提高5％左右，上海NOx排放费为1.26元/ｋｇ，则排污费可减少6.72万元。本改造方案实施后每年可规避NOx超标排放罚款为50万元。据调研，将机组投入商业运营后，2台机组每年冷态启动8次。如表5所示，采用锅炉邻机加热启动技术后，省油质量为24ｔ，省标准煤质量为194ｔ，节约费用总和为327800元。冷态启动以蒸汽暖炉替代油枪和燃煤暖炉，延迟风机启动3ｈ以上，每次启动节约厂用电为35664kW·ｈ，费用约为1.07万元，总减少成本为33.85万元。
热水再循环和邻机加热系统改造损失包括锅炉效率降低和汽机抽汽带来的经济性影响2部分。其中，锅炉效率降低0.29％，发电煤耗提高0.56ｇ/（kW·ｈ），本机组24亿kW·ｈ发电量需多消耗标准煤1344ｔ，折合成本为94.08万元。汽机抽汽质量流量为22ｔ/ｈ，增加煤耗为17.7ｔ/ｈ，需增加成本为29.74万元。
3.5.3投资回报
热水再循环和邻机加热系统改造总成本为1265万元，年收益为193.35万元，静态投资回收期为6.54ａ。
表5邻机加热改造前后参数对比
4结论
Team Introduction
（1）采用热水再循环系统和邻机加热系统均可提高给水温度，从而降低省煤器吸热量，提高省煤器出口烟气温度，可满足SCR反应器催化剂温度要求。
（2）采用热水再循环结合邻机加热方案有利于机组快速启动，省煤器出口烟气温度增幅较大，且在低负荷下能显著提高省煤器出口烟气温度，锅炉效率降幅仅为0.58％，对锅炉经济性影响较小，此方案投资改造简单，应用成熟，性能和寿命均有保证。
（3）将热水再循环结合邻机加热方案应用到某600ＭＷ亚临界机组，改造总成本为1265万元，年收益为193.35万元，静态投资回收期为6.54ａ。
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