高過(guò)斌, 高 偉, 張軍亮, 劉 明, 嚴(yán)俊杰

(1.國(guó)能錦界能源有限責(zé)任公司,陜西神木 719319; 2.西安交通大學(xué) 動(dòng)力工程多相流國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,西安 710049)

碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)[1]的提出促使我國(guó)風(fēng)能、太陽(yáng)能等新能源發(fā)電的裝機(jī)容量不斷增加[2],截至2020年11月底,我國(guó)太陽(yáng)能、風(fēng)能總裝機(jī)容量已達(dá)4.7億kW[3]。但強(qiáng)時(shí)變特性的新能源發(fā)電給電網(wǎng)安全可靠帶來(lái)巨大挑戰(zhàn),燃煤發(fā)電在電力系統(tǒng)中的作用將由主體能源向基礎(chǔ)能源轉(zhuǎn)變,即承擔(dān)更多的電網(wǎng)調(diào)峰任務(wù),長(zhǎng)時(shí)間處于低負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)[4]。燃煤電廠是氮氧化物的主要排放源之一[5],我國(guó)早在2014年就提出了超凈排放的目標(biāo)[6],要求燃煤機(jī)組氮氧化物排放質(zhì)量濃度不高于50 mg/m3,因此必須實(shí)現(xiàn)燃煤機(jī)組寬負(fù)荷脫硝。

選擇性催化還原(SCR)脫硝技術(shù)具有效率高、成本低等優(yōu)點(diǎn),被廣泛應(yīng)用于燃煤電站中[7]。由于SCR脫硝技術(shù)的反應(yīng)溫度區(qū)間為320～400 ℃,因此通常被布置在鍋爐省煤器之后。但是當(dāng)燃煤機(jī)組處于低負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)時(shí),SCR脫硝系統(tǒng)的入口溫度將低于最佳運(yùn)行溫度區(qū)間,使得脫硝效率大大降低。

為保證低負(fù)荷下燃煤電廠SCR脫硝系統(tǒng)的安全運(yùn)行以及較高的脫硝效率,國(guó)內(nèi)外學(xué)者開(kāi)展了大量的研究。在SCR低溫催化劑方面,Zhang等[7]通過(guò)在V2O5-WO3/TiO2催化劑中加入MnOx來(lái)提高其在較低溫度下的活性。Zhang等[8]研究了鈥元素對(duì)SCR脫硝系統(tǒng)中Ce/TiO2催化劑低溫催化活性的影響。馬子然等[9]綜述了目前國(guó)內(nèi)外寬溫脫硝催化劑的發(fā)展現(xiàn)狀。盡管低溫SCR催化劑已得到一定的工業(yè)應(yīng)用,但是受低溫下硫酸氫銨等物質(zhì)的影響,如何提高低溫催化劑的活性仍然需要進(jìn)一步研究。

另外,通過(guò)系統(tǒng)構(gòu)型優(yōu)化可提高SCR入口煙氣溫度。目前,常見(jiàn)的方案主要有省煤器煙氣旁路、省煤器給水旁路、分級(jí)省煤器和增設(shè)0號(hào)高壓加熱器(以下簡(jiǎn)稱高加)[10]。李濤等[11]以1 000 MW機(jī)組為研究對(duì)象,研究了設(shè)置0號(hào)高加對(duì)鍋爐給水溫度、機(jī)組效率和SCR脫硝系統(tǒng)投入率的影響,結(jié)果表明在機(jī)組低負(fù)荷時(shí)投運(yùn)0號(hào)高加可提高SCR脫硝系統(tǒng)的投入率。蔣曉鋒等[12]也研究了投運(yùn)0號(hào)高加對(duì)機(jī)組效率的影響,結(jié)果表明高負(fù)荷時(shí)投運(yùn)0號(hào)高加的經(jīng)濟(jì)性較差,而在低負(fù)荷時(shí)投運(yùn)0號(hào)高加可實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗。李道林等[13]比較了省煤器旁路和分級(jí)省煤器等幾種SCR寬負(fù)荷運(yùn)行方案的優(yōu)缺點(diǎn)。Chen等[14-15]采用蒸汽噴射器來(lái)加熱給水溫度,以提高低負(fù)荷時(shí)SCR脫硝效率,結(jié)果表明在50%THA(THA為熱耗率驗(yàn)收工況)時(shí),脫硝效率提升幅度較大且標(biāo)準(zhǔn)煤耗率可降低0.5 g/(kW·h)。Liao等[16]比較了省煤器給水旁路和省煤器煙氣旁路對(duì)SCR入口溫度的影響規(guī)律,結(jié)果表明采用省煤器給水旁路對(duì)SCR入口溫度的影響較小;而采用省煤器煙氣旁路對(duì)SCR入口溫度的調(diào)節(jié)效果較好,但是對(duì)排煙溫度的影響較大。

以上分析表明,目前對(duì)低過(guò)(即低溫過(guò)熱器)側(cè)省煤器、低再(即低溫再熱器)側(cè)省煤器、分級(jí)省煤器旁路以及0號(hào)高加等脫硝寬負(fù)荷運(yùn)行方案的變負(fù)荷能耗特性及動(dòng)態(tài)特性的研究差異較大。為此,筆者建立了660 MW超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組模型,分別對(duì)采用低過(guò)側(cè)省煤器、低再側(cè)省煤器和分級(jí)省煤器旁路以及0號(hào)高加時(shí)的工況進(jìn)行模擬,研究了這幾種脫硝寬負(fù)荷運(yùn)行方案在不同負(fù)荷下的能耗及瞬態(tài)特性,可為機(jī)組變負(fù)荷過(guò)程中脫硝寬負(fù)荷運(yùn)行方案的選擇和調(diào)控提供指導(dǎo)。

1 動(dòng)態(tài)模型與驗(yàn)證

以660 MW超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組為研究對(duì)象,其示意圖如圖1所示。額定工況下,機(jī)組主蒸汽質(zhì)量流量為524.186 kg/s,汽輪機(jī)主、再熱蒸汽入口壓力分別為25.79 MPa和5.42 MPa,汽輪機(jī)主、再熱蒸汽溫度分別為600 ℃和620 ℃。汽輪機(jī)排汽采用空冷島進(jìn)行冷卻,排汽背壓為10.5 kPa,小汽輪機(jī)排汽直接排入空冷島。設(shè)置0號(hào)高加,并在該抽汽管道上安裝閥門,以此來(lái)控制0號(hào)高加的投運(yùn)與退出。80%THA負(fù)荷以上0號(hào)高加退出運(yùn)行。汽輪機(jī)系統(tǒng)包含4級(jí)高壓加熱器、4級(jí)低壓加熱器和1級(jí)外置式蒸汽冷卻器。鍋爐尾部為雙煙道,分別布置低再側(cè)省煤器和低過(guò)側(cè)省煤器,SCR脫硝系統(tǒng)布置在省煤器之后。此外,設(shè)置分級(jí)省煤器,將其布置在SCR脫硝系統(tǒng)之后。給水經(jīng)0號(hào)高加出口后首先進(jìn)入蒸汽冷卻器,然后經(jīng)過(guò)各省煤器進(jìn)入爐膛被加熱。

基于質(zhì)量、動(dòng)量和能量守恒方程,采用GSE軟件建立了燃煤機(jī)組的動(dòng)態(tài)機(jī)理模型。三大守恒方程描述如下:

(1) 質(zhì)量守恒方程

(1)

(2) 能量守恒方程

A·(Γf·hsat+Qf-Wf)+∑δ·Sf·hsrc

(2)

(3) 動(dòng)量守恒方程

(3)

式中:t為時(shí)間,s;qm,f為液體的質(zhì)量流量,kg/s;αf為流動(dòng)份額;A為通流面積,m2;Ku為單位換算系數(shù),(MPa·m·s2)/kg;p為壓力,MPa;ff-w為液體與壁面的流動(dòng)摩擦因數(shù);ff-f為流體與流體的流動(dòng)摩擦因數(shù);ρf為流體的密度,kg/m3;g為重力加速度,m/s2;δ為單位長(zhǎng)度的流體源,kg/s;ppump為泵的壓力,MPa;Sf為工質(zhì)流動(dòng)源項(xiàng),kg/s;vsrc為源流體的速度,m/s;Γf為工質(zhì)相變項(xiàng),kg/s;hf為工質(zhì)焓,kJ/kg;Qf為單位時(shí)間傳熱量,kW;Wf為功率,kW;hsat為飽和狀態(tài)的工質(zhì)焓,kJ/kg;hsrc為源流體的焓,kJ/kg。

圖1 660 MW超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組示意圖

鍋爐省煤器系統(tǒng)的動(dòng)態(tài)模型如圖2所示。給水依次經(jīng)過(guò)分級(jí)省煤器、低再側(cè)省煤器、低過(guò)側(cè)省煤器,之后進(jìn)入爐膛。鍋爐尾部雙煙道煙氣分別經(jīng)過(guò)低過(guò)側(cè)省煤器和低再側(cè)省煤器,匯合后依次通過(guò)SCR脫硝系統(tǒng)、分級(jí)省煤器和空氣預(yù)熱器。分級(jí)省煤器、低過(guò)側(cè)省煤器和低再側(cè)省煤器均設(shè)置給水旁路和煙氣旁路。通過(guò)控制省煤器旁路閥和省煤器主回路的閥門開(kāi)度可調(diào)節(jié)各省煤器旁路流量的大小,從而研究不同脫硝寬負(fù)荷運(yùn)行方案的穩(wěn)態(tài)變負(fù)荷及動(dòng)態(tài)特性。

選取100%THA、75%THA和50%THA 3個(gè)穩(wěn)態(tài)工況,將模型計(jì)算結(jié)果與設(shè)計(jì)值進(jìn)行比較,以驗(yàn)證模型的精確性。其中100%THA工況時(shí)0號(hào)高加抽汽閥門為全關(guān)狀態(tài),75%THA和50%THA工況時(shí)0號(hào)高加抽汽閥門為全開(kāi)狀態(tài)。結(jié)果表明,在各穩(wěn)態(tài)設(shè)計(jì)工況下,采用本文模型計(jì)算得到的機(jī)組主要熱力參數(shù)與設(shè)計(jì)值的相對(duì)誤差均在2%之內(nèi),如表1和表2所示,說(shuō)明本文建立的模型滿足要求。

定義以下穩(wěn)態(tài)和動(dòng)態(tài)過(guò)程的評(píng)價(jià)指標(biāo),對(duì)各脫硝寬負(fù)荷運(yùn)行方案進(jìn)行比較。

圖2 省煤器模型Fig.2 Economizer model

(1) 標(biāo)準(zhǔn)煤耗率增加1 g/(kW·h)時(shí)SCR入口溫度的平均變化量σt為:

(4)

(2) SCR入口溫度平均變化率v指1 min內(nèi)SCR入口溫度的變化率:

(5)

表1 各穩(wěn)態(tài)工況主要參數(shù)的對(duì)比

表2 各穩(wěn)態(tài)工況主要參數(shù)的相對(duì)誤差

(3) SCR入口溫度變化滯后時(shí)間λ為SCR入口溫度變化率達(dá)到平均變化率的50%所需的時(shí)間,此時(shí)認(rèn)為SCR入口溫度開(kāi)始變化。

λ=t2-t1

(6)

(4) 機(jī)組功率平均變化率μ為:

(7)

式中:ΔT為SCR入口溫度的變化量,K;Δb為標(biāo)準(zhǔn)煤耗率的變化量,g/(kW·h);Δt為時(shí)間間隔,s;t1為閥門開(kāi)始動(dòng)作時(shí)間,s;t2為SCR入口溫度開(kāi)始變化的時(shí)間,s;ΔP為功率變化量,MW。

2 結(jié)果與討論

以該660 MW超超臨界機(jī)組為例,研究分析了0號(hào)高加、分級(jí)省煤器給水旁路、分級(jí)省煤器煙氣旁路、低再側(cè)省煤器給水旁路、低再側(cè)省煤器煙氣旁路、低過(guò)側(cè)省煤器給水旁路和低過(guò)側(cè)省煤器煙氣旁路7種方案在30%THA～100%THA負(fù)荷下的SCR入口溫度和標(biāo)準(zhǔn)煤耗率。同時(shí),在100%THA工況下研究了各方案的動(dòng)態(tài)特性,該工況下設(shè)置300 s為閥門開(kāi)啟點(diǎn),閥門開(kāi)啟耗時(shí)100 s。分別開(kāi)啟0號(hào)高加抽汽閥門、各省煤器煙氣旁路擋板和給水旁路閥門,獲得SCR入口溫度和汽輪機(jī)輸出功率的變化規(guī)律。

2.1 投運(yùn)0號(hào)高加對(duì)SCR入口溫度和標(biāo)準(zhǔn)煤耗率的影響

在30%THA～100%THA負(fù)荷下比較了投運(yùn)0號(hào)高加后SCR入口溫度和標(biāo)準(zhǔn)煤耗率的變化,如圖3和圖4所示。投運(yùn)0號(hào)高加后,SCR入口溫度平均值可提高5.3 K。從圖4可知,在80%THA～100%THA負(fù)荷時(shí)投運(yùn)0號(hào)高加,標(biāo)準(zhǔn)煤耗率平均值增加了0.87 g/(kW·h),而在30%THA～70%THA負(fù)荷時(shí),投運(yùn)0號(hào)高加后平均可降低標(biāo)準(zhǔn)煤耗率0.38 g/(kW·h),由此可見(jiàn),70%THA負(fù)荷及以下時(shí)投運(yùn)0號(hào)高加不僅可提高SCR入口溫度,還可提高燃煤機(jī)組發(fā)電效率,而在80%THA負(fù)荷及以上時(shí)投運(yùn)0號(hào)高加將是不利的。

圖3 投運(yùn)0號(hào)高加后SCR入口溫度的變化

圖4 投運(yùn)0號(hào)高加后標(biāo)準(zhǔn)煤耗率的變化

2.2 省煤器旁路對(duì)SCR入口溫度和標(biāo)準(zhǔn)煤耗率的影響

計(jì)算分級(jí)省煤器給水旁路、分級(jí)省煤器煙氣旁路、低再側(cè)省煤器給水旁路、低再側(cè)省煤器煙氣旁路、低過(guò)側(cè)省煤器給水旁路和低過(guò)側(cè)省煤器煙氣旁路 6種方案在50%旁路流量時(shí)SCR入口溫度及標(biāo)準(zhǔn)煤耗率的變化,如圖5和圖6所示。結(jié)果表明,當(dāng)采用分級(jí)省煤器給水旁路和煙氣旁路時(shí),由于給水從分級(jí)省煤器的吸熱量減少,因此進(jìn)入低再側(cè)省煤器的給水溫度提高,使得SCR入口溫度降低;而其他4種方案均會(huì)提高SCR入口溫度。從圖6可以看出,采用這6種方案時(shí)標(biāo)準(zhǔn)煤耗率均增大。

圖5 各省煤器旁路后SCR入口溫度的變化

30%THA～100%THA負(fù)荷下各省煤器旁路后SCR入口溫度變化量如圖7所示。采用低過(guò)側(cè)省煤器煙氣旁路和低再側(cè)省煤器煙氣旁路均可大幅改變SCR入口溫度,SCR入口溫度平均值分別提高31.2 K和13.78 K。采用低再側(cè)省煤器煙氣旁路時(shí),隨著負(fù)荷的降低,SCR入口溫度的提高幅度增大,而采用低過(guò)側(cè)省煤器煙氣旁路則呈現(xiàn)出不同的情況。采用分級(jí)省煤器給水旁路帶來(lái)的SCR入口溫度平均值變化幅度最小,僅為0.73 K。

圖6 各省煤器旁路后標(biāo)準(zhǔn)煤耗率的變化Fig.6 Change of standard coal consumption rate after each economizer bypass

圖7 各省煤器旁路后SCR入口溫度變化量Fig.7 Change value of SCR system inlet temperature after each economizer bypass

圖8給出了30%THA～100%THA負(fù)荷下SCR入口溫度和標(biāo)準(zhǔn)煤耗率的平均變化量?？梢钥闯雠月妨髁烤鶠?0%時(shí)采用低過(guò)側(cè)省煤器煙氣旁路的平均標(biāo)準(zhǔn)煤耗率提升最大,達(dá)0.74 g/(kW·h);采用低再側(cè)省煤器給水旁路的平均標(biāo)準(zhǔn)煤耗率提升最小,為0.23 g/(kW·h)。表3為各省煤器旁路方案中平均標(biāo)準(zhǔn)煤耗率增大1 g/(kW·h)時(shí)可以實(shí)現(xiàn)的SCR入口溫度平均變化量。當(dāng)平均標(biāo)準(zhǔn)煤耗率每增大1 g/(kW·h)時(shí),采用低過(guò)側(cè)省煤器煙氣旁路和低再側(cè)省煤器煙氣旁路時(shí)可實(shí)現(xiàn)的SCR入口溫度平均變化量分別為42.16 K和27.56 K;而采用分級(jí)省煤器給水旁路的SCR入口溫度平均變化量?jī)H為2.92 K。

2.3 不同脫硝寬負(fù)荷運(yùn)行方案動(dòng)態(tài)特性研究

在100%THA負(fù)荷下,各省煤器旁路和0號(hào)高加投運(yùn)方案下SCR入口溫度和機(jī)組功率的變化如圖9和圖10所示。

表4給出了各脫硝寬負(fù)荷運(yùn)行方案下SCR入口溫度平均變化率、SCR入口溫度變化滯后時(shí)間以及機(jī)組功率的平均變化率?？梢钥闯?采用低過(guò)側(cè)省煤器煙氣旁路和低再側(cè)省煤器煙氣旁路時(shí)SCR入口溫度平均變化率分別為34.65 K/min和13.69 K/min,而這2種調(diào)節(jié)方式下SCR入口溫度變化的滯后時(shí)間幾乎為0 s,因此這2種方案均可用于在變負(fù)荷過(guò)程中調(diào)節(jié)SCR入口溫度,具體在不同負(fù)荷和不同變負(fù)荷速率下如何選擇還需要進(jìn)一步研究。采用分級(jí)省煤器煙氣旁路時(shí)SCR入口溫度變化延遲最大,為128 s。相比于低再側(cè)省煤器給水旁路,采用低過(guò)側(cè)省煤器給水旁路時(shí)SCR入口溫度變化滯后時(shí)間減少4.8 s,在一定情況下,這2種調(diào)節(jié)方案也可作為備用方案。

表3 平均標(biāo)準(zhǔn)煤耗率增大1 g/(kW·h)時(shí)SCR入口溫度平均變化量

圖9 不同脫硝寬負(fù)荷運(yùn)行方案下SCR入口溫度的變化

圖10 不同脫硝寬負(fù)荷運(yùn)行方案下功率的變化

表4 各脫硝寬負(fù)荷方案下SCR入口溫度和功率的變化

在100%THA負(fù)荷下投運(yùn)0號(hào)高加后,SCR入口溫度變化滯后時(shí)間達(dá)到58 s,而功率平均變化率達(dá)到10.22 MW/min。其次采用低過(guò)側(cè)省煤器給水旁路調(diào)節(jié)時(shí),功率平均變化率達(dá)到3.4 MW/min,其他調(diào)節(jié)方案帶來(lái)的功率變化均較小(<1.0 MW/min)。

3 結(jié) 論

(1) 在30%THA～100%THA負(fù)荷下投運(yùn)0號(hào)高加后,SCR入口溫度平均值可提高5.3 K。在30%THA～70%THA負(fù)荷下投運(yùn)0號(hào)高加后,標(biāo)準(zhǔn)煤耗率平均值可降低0.38 g/(kW·h),而在80%THA～100%THA負(fù)荷下投運(yùn)0號(hào)高加后,平均標(biāo)準(zhǔn)煤耗率提高0.87 g/(kW·h)。100%THA負(fù)荷下投運(yùn)0號(hào)高加后SCR入口溫度變化滯后時(shí)間為58 s。

(2) 在幾種省煤器旁路方案中,采用低過(guò)側(cè)省煤器煙氣旁路時(shí),SCR入口溫度變化幅度最大。當(dāng)旁路流量為50%時(shí),SCR入口溫度平均值在30%THA～100%THA負(fù)荷下提高了31.2 K,同時(shí)標(biāo)準(zhǔn)煤耗率的提升也是最大的,達(dá)0.74 g/(kW·h)。采用低過(guò)側(cè)省煤器煙氣旁路和低再側(cè)省煤器煙氣旁路時(shí),平均標(biāo)準(zhǔn)煤耗率增大1 g/(kW·h)時(shí)可實(shí)現(xiàn)的SCR入口溫度平均變化量分別為42.16 K和27.56 K。

(3) 在100%THA負(fù)荷下投運(yùn)0號(hào)高加后,功率平均變化率達(dá)到10.22 MW/min。幾種省煤器旁路方案中低過(guò)側(cè)省煤器給水旁路引起的功率平均變化率最大,為3.4 MW/min,而其他幾種方案的功率平均變化率均低于1.0 MW/min。

(4) 采用低過(guò)側(cè)省煤器煙氣旁路和低再側(cè)省煤器煙氣旁路時(shí),SCR入口溫度的平均變化率分別為34.65 MW/min和13.69 MW/min,而且SCR入口溫度變化滯后時(shí)間幾乎為0 s,因此均可作為變負(fù)荷過(guò)程中SCR入口溫度的調(diào)節(jié)方案。但是具體在各個(gè)負(fù)荷階段及不同的變負(fù)荷速率下對(duì)這2種方案的選擇還需要進(jìn)一步研究,確保在較低負(fù)荷及快速變負(fù)荷過(guò)程中SCR脫硝系統(tǒng)的入口溫度一直處于最佳運(yùn)行溫度區(qū)間,進(jìn)而保證較高的脫硝效率及機(jī)組運(yùn)行的安全性。