火電機(jī)組寬負(fù)荷脫硝技術(shù)探討

　　利用幾種提高省煤器入口煙氣溫度或者提高省煤器進(jìn)入水溫的方案，可以有效提高進(jìn)入SCR入口煙氣溫度，使得SCR在寬負(fù)荷下正常投運(yùn)，確保氮氧化物排放達(dá)到環(huán)保要求。

　　1.引言

　　近年來隨著環(huán)境的惡化，國家越來越重視對(duì)于環(huán)境的保護(hù)，隨著國家頒布GB13223-2011并實(shí)施后，大量的火電鍋爐都配有脫硝（SCR）裝置，而SCR催化劑的正常運(yùn)行對(duì)進(jìn)口煙氣溫度具有一定要求（310——420℃），對(duì)于特定的裝置，催化劑的設(shè)計(jì)溫度范圍稍有變化，通常按照鍋爐正常負(fù)荷的省煤器出口煙溫設(shè)計(jì)，當(dāng)鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，省煤器出口煙氣溫度會(huì)低于下限值，無法滿足脫硝裝置的溫度要求。

　　目前，火電機(jī)組基本參與調(diào)峰，這就造成鍋爐經(jīng)常會(huì)運(yùn)行在低負(fù)荷段，而鍋爐在低負(fù)荷階段，省煤器出口煙氣溫度偏低，過低的煙氣溫度不能滿足脫硝系統(tǒng)的連續(xù)、穩(wěn)定的投運(yùn)要求，所以解決低負(fù)荷時(shí)脫硝入口煙氣溫度偏低的問題成為關(guān)注的焦點(diǎn)。

　　2.機(jī)組運(yùn)行主要問題

　　目前降低氮氧化物主要方式是采用低氮燃燒器并加裝脫硝裝置。采用最新的低氮燃燒器一般能保證脫硝入口氮氧化物濃度在120-250mg/Nm3，然后通過加裝脫硝裝置將氮氧化物降至100mg/Nm3以下。

　　實(shí)際運(yùn)行中，由于負(fù)荷低，造成脫硝入口溫度低，脫硝裝置被迫處于退出狀態(tài)。表1分別為300MW亞臨界、600MW超臨界以及1000MW超超臨界機(jī)組省煤器入口溫度與負(fù)荷對(duì)應(yīng)關(guān)系圖。



　　從上表可以看出，600MW及以下機(jī)組負(fù)荷低于50%時(shí)就就存在脫硝入口溫度低，脫硝設(shè)備退出問題。2014年7月1日新的環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)實(shí)施后，這對(duì)一些機(jī)組運(yùn)行提出了更高的要求。

　　3.寬負(fù)荷脫硝主要技術(shù)手段

　　3.1新建機(jī)組

　　3.1.1設(shè)置多級(jí)省煤器，增加空預(yù)器熱負(fù)荷

　　對(duì)于新建機(jī)組，在設(shè)計(jì)初可以采用重新分配受熱面，如采用多級(jí)省煤器技術(shù)，將SCR放在二級(jí)省煤器之間，同時(shí)可以從新考慮空預(yù)器換熱量，將部分熱負(fù)荷放置在空預(yù)器，增加空氣預(yù)熱器換熱面積，提高省煤器出口煙氣溫度，實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝。

　　3.1.2設(shè)置零號(hào)高加，提高給水溫度

　　增加一級(jí)加熱器，利用主汽或者三抽高溫?zé)嵩醇訜峤o水，通過提高給水溫度達(dá)到使得省煤器出口溫度升高。

　　3.2現(xiàn)有機(jī)組

　　對(duì)于現(xiàn)有機(jī)組，要實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝，必須進(jìn)行相關(guān)設(shè)備改造，主要技術(shù)路線有以下幾種。

　　3.2.1方案一：分級(jí)省煤器布置

　　在原有省煤器基礎(chǔ)上，重新布置省煤器管組。如拆除原有省煤器下部部分管組，在脫硝SCR出口煙道內(nèi)增設(shè)一定量的省煤器受熱面，通過減少脫硝SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，提高了脫硝SCR反應(yīng)器入口煙溫，達(dá)到脫硝反應(yīng)器溫度下限值以上的目的。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。其布置示意圖如圖1所示。

　　主要問題：投資成本相對(duì)較高，受空間位置限制，具體布置方案需要根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行設(shè)計(jì)。優(yōu)點(diǎn)在于不影響鍋爐整體效率的情況下提高SCR入口煙溫，同時(shí)還能降低排煙溫度，提高鍋爐效率。

圖1分級(jí)省煤器布置

　　3.2.2方案二：設(shè)置省煤器給水旁路

　　設(shè)置省煤器給水大旁路，機(jī)組低負(fù)荷時(shí)，部分省煤器給水直接在旁路調(diào)節(jié)門的控制下通過大旁路直接到達(dá)省煤器出口集箱，通過減少通過省煤器給水量，實(shí)現(xiàn)提升煙溫的目的。此方案需要配置旁路省煤器的閥門和相應(yīng)的旁路管道。其布置示意圖如圖2所示。

　　主要問題：由于水側(cè)傳熱系數(shù)極大，如減少少量工質(zhì)流量無法有效降低出口煙溫，即減少水流量，省煤器的總換熱量基本不變，出口煙溫也基本不變，只是提高了省煤器出口水溫。該方案需要將旁路流量選取到50%以上效果才顯著，同時(shí)從省煤器抽出大量的工質(zhì)后會(huì)造成省煤器出口水欠焓降低，需根據(jù)流量進(jìn)行核算。

圖2省煤器給水旁路布置

　　3.2.3方案三：設(shè)置煙氣旁路

　　在省煤器進(jìn)口位置的煙道上開孔設(shè)置煙氣旁路，在旁通煙道上設(shè)置煙氣擋板門，在高負(fù)荷時(shí)，通過關(guān)閉煙氣擋板門使旁通煙道隔離，在低負(fù)荷時(shí)，通過調(diào)整煙氣擋板門的開度而引出部分中溫?zé)煔馀c省煤器出口煙氣混合，提高脫硝SCR裝置入口煙氣溫度，達(dá)到脫硝反應(yīng)器溫度下限值以上的目的。其布置示意圖如圖3所示。

　　主要問題：穩(wěn)定性較差，擋板容易發(fā)生卡澀，機(jī)組經(jīng)濟(jì)性降低。如果長期不在低負(fù)荷運(yùn)行，也就是擋板門處于常閉狀態(tài)，可能會(huì)導(dǎo)致積灰、卡澀。如果機(jī)組長期在低負(fù)荷區(qū)間運(yùn)行，該方法有一定優(yōu)勢。

圖3設(shè)置煙氣旁路

　　3.2.4方案四：省煤器加裝中間集箱

　　原省煤器受熱面面積不變，把省煤器分成高溫段和低溫段，在兩級(jí)省煤器中間增加一個(gè)中間集箱和一套流量調(diào)節(jié)系統(tǒng)。在低負(fù)荷時(shí)，通過控制低溫段省煤器的流量可以達(dá)到減小低溫段省煤器受熱面吸熱的目的。此方案與省煤器設(shè)置旁路較類似，目的都是通過減少省煤器進(jìn)水量來提高出口煙氣溫度。

　　3.2.5方案五：省煤器加裝循環(huán)泵

　　增加循環(huán)泵，對(duì)現(xiàn)有的鍋爐水系統(tǒng)進(jìn)行改造，利用水泵將省煤器出口或汽包下降管高溫?zé)崴腿胧∶浩鬟M(jìn)口，通過再循環(huán)省煤器部分工質(zhì)的方式，提高和控制省煤器入口水溫，減小省煤器傳熱溫差，間接提高省煤器出口煙氣溫度，達(dá)到脫硝反應(yīng)器溫度下限值以上的目的。

　　本煙氣升溫系統(tǒng)適用于亞臨界和超高壓的汽包鍋爐，包括自然循環(huán)汽包爐和強(qiáng)迫循環(huán)汽包爐。該方案主要問題是增加了循環(huán)泵，該泵的可靠性要求比較高，同時(shí)機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性會(huì)有所下降。其布置示意圖如圖4所示。

圖4省煤器加裝循環(huán)泵

　　3.3上述技術(shù)方案比較

　　表2對(duì)寬負(fù)荷脫硝幾種方案在經(jīng)濟(jì)性、改造難度、費(fèi)用等方面進(jìn)行了比較。



　　4.結(jié)論

　　以上幾種技術(shù)方案原理上都是通過提高省煤器入口煙氣溫度或者是提高省煤器入口水溫來最終達(dá)到省煤器出口煙氣溫度升高的效果。幾種改造方案都能在一定程度上提高SCR入口溫度，保證機(jī)組低負(fù)荷時(shí)SCR脫硝裝置正常運(yùn)行。新建電廠可以在設(shè)計(jì)時(shí)進(jìn)行優(yōu)化即可完成寬負(fù)荷脫硝，運(yùn)行電廠在改造實(shí)施過程中需要根據(jù)本廠低負(fù)荷運(yùn)行情況、現(xiàn)場空間布置情況及設(shè)計(jì)參數(shù)等綜合判斷選取合適的方案，以達(dá)到寬負(fù)荷脫硝的目的。