侯國(guó)榮

（江蘇闞山發(fā)電有限公司，江蘇 徐州 221000）

闞山電廠(chǎng)600MW機(jī)組寬負(fù)荷脫硝技術(shù)淺析

侯國(guó)榮

（江蘇闞山發(fā)電有限公司，江蘇 徐州 221000）

隨著環(huán)境污染日益加重，國(guó)家對(duì)燃煤電廠(chǎng)污染物排放控制標(biāo)準(zhǔn)和考核力度不斷加大，企業(yè)應(yīng)在機(jī)組低負(fù)荷階段減少NOX排放，實(shí)現(xiàn)環(huán)保與經(jīng)濟(jì)雙贏(yíng)。本文對(duì)闞山600MW機(jī)組情況進(jìn)行分析，通過(guò)增加省煤器水側(cè)再循環(huán)加旁路（SGRS），提高省煤器的給水溫度，減少省煤器水側(cè)的吸熱，達(dá)到提高脫硝裝置入口煙溫的目的，保證低負(fù)荷（240MW），脫硝系統(tǒng)能夠投入運(yùn)行。

燃煤電廠(chǎng)；NOX；低負(fù)荷；SGRS

NOX氣體是危害大且較難處理的大氣污染物，不僅刺激人的呼吸系統(tǒng)，損害動(dòng)植物，破壞臭氧層，而且也是引起溫室效應(yīng)、酸雨和光化學(xué)反應(yīng)的主要物質(zhì)之一。2015年12月 國(guó)家發(fā)改委、能源局、環(huán)保部聯(lián)合發(fā)文，要求超低排放NOX不高于50mg/ Nm3，省級(jí)環(huán)保部門(mén)按季度對(duì)符合超低排放機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)加價(jià)1分/kW.h(含稅)，對(duì)超低排放時(shí)間比率低于80%的機(jī)組，不享受電價(jià)加價(jià)政策。同時(shí)隨著華東電網(wǎng)區(qū)外來(lái)電容量的增加，對(duì)區(qū)內(nèi)電廠(chǎng)的調(diào)差能力要求越來(lái)越高，江蘇省調(diào)要求機(jī)組基本調(diào)差能力必須達(dá)到額定容量的50%，達(dá)不到要求的運(yùn)行機(jī)組按每超過(guò)1萬(wàn)千瓦每天考核1000元，節(jié)假日機(jī)組負(fù)荷甚至要求降至300MW以下，這就要求機(jī)組必須實(shí)現(xiàn)寬負(fù)荷脫硝。

1 當(dāng)前闞山電廠(chǎng)SCR運(yùn)行情況

江蘇闞山發(fā)電有限公司（2×600MW）超超臨界機(jī)組煙氣脫硝工程，采用選擇性催化還原脫硝（SCR）工藝，脫硝反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器和空預(yù)器之間。受催化劑特性限制，要求其進(jìn)口煙溫在310～427℃范圍內(nèi)（如表1)。

闞山電廠(chǎng)SCR系統(tǒng)投運(yùn)三年，機(jī)組負(fù)荷高于350MW時(shí)，脫硝系統(tǒng)能正常投入運(yùn)行；從運(yùn)行數(shù)據(jù)來(lái)看，外界氣溫較低時(shí)，機(jī)組在少量時(shí)間段內(nèi)負(fù)荷低至300MW左右，此時(shí)SCR入口煙溫平均在305℃左右，脫硝系統(tǒng)不能正常投運(yùn)；在機(jī)組啟停機(jī)階段或機(jī)組需要運(yùn)行在更低負(fù)荷時(shí)，脫硝系統(tǒng)無(wú)法正常投運(yùn)。 隨著華東電網(wǎng)區(qū)外直流的輸入，對(duì)機(jī)組調(diào)峰能力要求的提高，未來(lái)機(jī)組負(fù)荷最低需降到40%負(fù)荷（240MW），會(huì)造成脫硝系統(tǒng)無(wú)法正常投入運(yùn)行。

機(jī)組運(yùn)行在較低負(fù)荷時(shí)，脫硝反應(yīng)器入口煙氣溫度低，會(huì)導(dǎo)致催化劑活性降低，為了控制NOX排放噴入過(guò)量的氨氣，則尾部煙道中的氨濃度將升高，氨逃逸增大，同時(shí)三氧化硫濃度升高。氨氣和三氧化硫在煙氣溫度200～300℃時(shí)生成硫酸氫銨，這種粘稠性物質(zhì)，會(huì)粘結(jié)在脫硝催化劑和空預(yù)器上，并吸附灰塵，造成脫硝催化劑和空預(yù)器堵塞，脫硝反應(yīng)器及空預(yù)器壓差緩慢升高，從而使引風(fēng)機(jī)出力降低，影響機(jī)組出力。

2 闞山寬負(fù)荷脫硝技術(shù)

根據(jù)闞山機(jī)組運(yùn)行情況，實(shí)現(xiàn)寬負(fù)荷脫硝，不同負(fù)荷對(duì)應(yīng)的省煤器出口煙氣溫升如表2所示。

寬負(fù)荷脫硝方案的選擇。

2.1 省煤器水側(cè)旁路

將一部分給水直接引入下降管，使進(jìn)入省煤器的給水流量降低，減少了給水在省煤器中的吸熱量，從而提高脫硝裝置進(jìn)口煙氣溫度。

表1 闞山電廠(chǎng)催化劑

表2

但是低負(fù)荷時(shí)隨著旁路流量的增加，省煤器中給水流量不斷降低時(shí)，出口水溫不斷升高，會(huì)在省煤器內(nèi)發(fā)生汽化，因此該方案提升能力受到省煤器出口水溫不沸騰的條件的限制。其次省煤器流量過(guò)小省煤器管排流量的均勻性會(huì)受到破壞也會(huì)導(dǎo)致部分管排的沸騰，采用旁路方案時(shí)，首先要確保省煤器出口水不會(huì)汽化，需保證省煤器的流量不能小于滿(mǎn)負(fù)荷流量的10%，即162t/h。

2.2 省煤器水側(cè)再循環(huán)（GRS）

在省煤器出口管增加BCP（爐水循環(huán)泵）的管路和閥門(mén)，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，減少煙氣放熱量提高省煤器出口的煙溫。根據(jù)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，循環(huán)爐水的流量超過(guò)一定范圍，繼續(xù)增加爐水流量的升溫邊際效果是遞減的，一般循環(huán)爐水的最大流量不大于40%滿(mǎn)負(fù)荷省煤器流量。

2.3 省煤器水側(cè)再循環(huán)加旁路（SGRS）（圖1）

省煤器水側(cè)再循環(huán)加旁路，是綜合前述兩個(gè)方案的特點(diǎn)，利用BCP (爐水循環(huán)泵)將爐水注入給水管道的同時(shí)，增加省煤器水側(cè)旁路，用爐水實(shí)現(xiàn)省煤器的給水溫度升高、且省煤器流量基本不變，更大程度地減少了省煤器水側(cè)的吸熱，達(dá)到提高脫硝裝置進(jìn)口煙溫的目的。

水側(cè)再循環(huán)控制：關(guān)閉BCP入口門(mén)、BCP最小流量再循環(huán)B閥，開(kāi)啟省煤器再循環(huán)隔絕門(mén)，啟動(dòng)BCP，開(kāi)啟BR閥，手動(dòng)設(shè)定建立BCP 300T/ H循環(huán)流量。開(kāi)允許（滿(mǎn)足所有條件）：BCP入口電動(dòng)閥全關(guān)；寬負(fù)荷脫硝投入。自動(dòng)開(kāi)（任意一個(gè)條件滿(mǎn)足）：脫硝入口煙氣溫度＜312℃；脫硝入口煙氣溫度＜315℃且省煤器水側(cè)旁路調(diào)節(jié)閥開(kāi)度＞50%。自動(dòng)關(guān)(滿(mǎn)足所有條件)：脫硝入口煙氣溫度＞340℃；BCP泵停運(yùn)。

水側(cè)旁路控制：機(jī)組干態(tài)且負(fù)荷≥240MW，寬負(fù)荷脫硝允許投入。設(shè)置了省煤器出口水溫欠焓保護(hù)，保證出口水溫低于飽和溫度。

省煤器出口水溫度過(guò)冷度≥30℃，旁路允許投入，省煤器出口水溫度過(guò)冷度≤15℃，旁路自動(dòng)退出。省煤器水側(cè)旁路調(diào)節(jié)閥當(dāng)脫硝入口煙氣溫度＜315℃，以6%/min的速度開(kāi)啟；當(dāng)脫硝入口煙氣溫度＞330℃，以6%/min的速度關(guān)閉；機(jī)組MFT超馳關(guān)。

給水流量測(cè)點(diǎn)改裝到鍋爐省煤器出口下降管（兩根）處，每側(cè)流量三取中，兩側(cè)流量相加后輸出為給水流量。

采用旁路方案時(shí)，受限于省煤器出口水汽化條件，最大煙氣溫升為17.3℃，但此時(shí)旁路流量過(guò)大，流過(guò)省煤器流量?jī)H為154t/h，小于滿(mǎn)負(fù)荷工況下省煤器流量的10%（162t/h）。采用GRS方案時(shí)，最大煙氣溫升為3.7℃，顯然此方案不能滿(mǎn)足要求；采用SGRS方案時(shí)，在旁路流量和爐水流量為350t/h時(shí)，煙氣溫升已達(dá)17℃，滿(mǎn)足了投運(yùn)脫硝的煙氣溫升要求。

綜上所述，若需在機(jī)組負(fù)荷為240MW時(shí)投運(yùn)脫硝系統(tǒng)，需選用SGRS改造方案（如圖1）。

圖1

3 結(jié)語(yǔ)

闞山電廠(chǎng)寬負(fù)荷脫硝采用省煤器旁路加再循環(huán)，以其較高的升溫能力和可接受的省煤器出口欠焓，保證了機(jī)組負(fù)荷240MW時(shí)SCR可以正常投入，系統(tǒng)簡(jiǎn)單，易于操作。既能獲得脫硝電價(jià)的補(bǔ)貼，又最大限度減少了NOX排放，具有很好的經(jīng)濟(jì)和社會(huì)效益。

[1]600MW超超臨界機(jī)組集控運(yùn)行規(guī)程.江蘇闞山發(fā)電有限公司，2015.

[2]朱全利.鍋爐設(shè)備及系統(tǒng)[M].中國(guó)電力出版社，2006.

[3]江蘇電網(wǎng)2015年1～11月份機(jī)組調(diào)節(jié)能力考核分析報(bào)告，2016.

[4]關(guān)于實(shí)行燃煤電廠(chǎng)超低排放電價(jià)支持政策有關(guān)問(wèn)題的通知，2015.

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