沈桂芬，董雪峰，馮 瑋，汪軍林，劉宣義，曹仲勛，郭驍震

（國家能源集團(tuán)科學(xué)技術(shù)研究院有限公司，江蘇 南京 210023）

1 引言

我國的能源結(jié)構(gòu)以煤炭為主，火力發(fā)電廠是燃煤大戶，也是CO2的主要排放源［1-2］。為了實現(xiàn)雙碳控制目標(biāo)，近年來新能源機(jī)組大量投運。研究顯示，2020 年我國新能源機(jī)組的裝機(jī)容量達(dá)9.86×108kW，占全國裝機(jī)總量的24.3%［3］；2050 年新能源機(jī)組的裝機(jī)容量預(yù)計將達(dá)2.80×109kW，占全國裝機(jī)總量的53%［4］。隨著新能源機(jī)組的大量投運，煤電機(jī)組的平均年利用小時逐年下降［5］，其電源功能也由主體電源向保障型電源逐漸轉(zhuǎn)變。2021 年10月，國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于開展全國煤電機(jī)組改造升級的通知》，提出三改聯(lián)動行動計劃，要求現(xiàn)役煤電機(jī)組靈活性改造應(yīng)改盡改，“十四五”期間完成2 億kW，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3 000 ～4 000 萬kW［6-7］，提高清潔能源的消納，促進(jìn)電力行業(yè)清潔低碳轉(zhuǎn)型。

NOx是造成酸雨和光化學(xué)污染的主要原因［8］，燃煤電廠是NOx的重要排放源［9］，占全國NOx排放總量的40%～50%［10］。為了減少NOx的排放，大部分燃煤機(jī)組加裝了選擇性催化還原反應(yīng)（SCR）煙氣脫硝裝置。在催化劑的作用下，煙氣中NOx與噴入的還原劑NH3發(fā)生反應(yīng)生成無害化的N2和H2O 隨煙氣排放。催化劑是SCR 脫硝工藝的關(guān)鍵，一般布置在省煤器和空預(yù)器之間，在300～420 ℃的煙溫下運行［11］。過高的煙氣溫度易造成催化劑燒結(jié)而失活［12］，煙氣溫度過低則會降低催化劑的活性，造成NOx排放超標(biāo)和逃逸氨增大［13］。機(jī)組深度調(diào)峰時，隨著機(jī)組負(fù)荷的下降，SCR 入口煙溫也隨之降至300 ℃以下，不僅造成NOx排放超標(biāo)，過量逃逸的氨還會與煙氣中SO3發(fā)生化學(xué)反應(yīng)生成NH4HSO4，導(dǎo)致催化劑活性下降和空氣預(yù)熱器壓差快速升高，嚴(yán)重影響機(jī)組的安全經(jīng)濟(jì)運行［12］。

為實現(xiàn)深度調(diào)峰時脫硝裝置正常運行和NOx達(dá)標(biāo)排放，煤電機(jī)組采用了多種方法進(jìn)行寬負(fù)荷脫硝改造。安徽某電廠采用煙氣旁路改造，實現(xiàn)兩臺600 MW 機(jī)組40%～100%負(fù)荷時NOx達(dá)標(biāo)排放［15］。李沙［14］對某600 MW機(jī)組省煤器分級改造后的效果進(jìn)行驗證，機(jī)組負(fù)荷下降至210 MW 時，SCR 入口煙溫可達(dá)305 ℃，能保證脫硝裝置的正常投運。京隆電廠采用省煤器熱水再循環(huán)的改造方案，改造后脫硝裝置能在20%負(fù)荷下安全運行［16］。本文以一臺660 MW 機(jī)組為例，以深調(diào)至20%負(fù)荷為目標(biāo)，進(jìn)行了多種技術(shù)方法的比選，并結(jié)合電廠實際優(yōu)選出最佳改造方案，以期為類似機(jī)組的改造提供有益參考。

2 目前常用寬負(fù)荷脫硝技術(shù)方法

為適應(yīng)低負(fù)荷運行的要求，大量燃煤機(jī)組進(jìn)行了寬負(fù)荷脫硝改造。當(dāng)前改造的技術(shù)路線主要有低溫催化劑和提高SCR 入口煙氣溫度兩種類型。在提高SCR 入口煙溫上，學(xué)者和工程技術(shù)人員們先后提出煙氣旁路、分級省煤器、省煤器水旁路、省煤器熱水再循環(huán)等單一或多種技術(shù)復(fù)合的技術(shù)方案。

2.1 煙氣旁路

煙氣旁路［17-19］是在鍋爐后包墻等部位開孔，通過旁路煙道抽取部分過熱器上部的高溫?zé)煔馀c經(jīng)省煤器吸熱降溫后的低溫?zé)煔饣旌?，以提高進(jìn)入SCR 的煙氣溫度。旁路煙道上設(shè)有調(diào)節(jié)擋板，可根據(jù)SCR 入口煙溫動態(tài)調(diào)節(jié)旁路煙氣流量；機(jī)組負(fù)荷升高后可關(guān)閉調(diào)節(jié)擋板，保證不同負(fù)荷工況下SCR入口煙氣溫度滿足脫硝運行要求。其主要原理如圖1所示。

圖1 煙氣旁路原理圖Fig.1 Schematic diagram of flue gas bypass

2.2 分級省煤器

分級省煤器是將催化劑上游的部分省煤器管組移至催化劑下游，再通過連接管將前、后兩部分省煤器相連［20-21］。因省煤器部分管組移至催化劑后，鍋爐給水先經(jīng)過下級省煤器加熱后水溫升高，因介質(zhì)溫差縮小，催化劑上游省煤器內(nèi)工質(zhì)吸收煙氣的熱量減少，從而導(dǎo)致脫硝反應(yīng)器入口煙溫的提升。此外，因煙氣熱量無損失，該種改造路線對鍋爐效率無影響，其主要原理如圖2所示。

圖2 分級省煤器原理圖Fig.2 Schematic diagram of classification economizer

2.3 省煤器水旁路

省煤器水旁路是在省煤器進(jìn)口集箱前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和旁路管道，減少流經(jīng)省煤器的給水流量［22-23］。因旁路給水未與煙氣接觸，降低了省煤器吸熱量，從而導(dǎo)致省煤器出口煙氣溫度的提升。流經(jīng)旁路的給水流量可通過調(diào)節(jié)閥來動態(tài)調(diào)整，靈活調(diào)節(jié)省煤器出口煙氣溫度，其主要原理如圖3所示。

圖3 省煤器水旁路原理圖Fig.3 Schematic diagram of economizer water bypass

2.4 省煤器（復(fù)合）熱水再循環(huán)

省煤器熱水再循環(huán)是將省煤器出口溫度較高的熱水通過泵和管道部分回流至省煤器入口，提高省煤器入口給水溫度，降低省煤器內(nèi)給水與省煤器外高溫?zé)煔庵g的溫差，減少省煤器的吸熱量，從而達(dá)到提高省煤器出口煙氣溫度的目的［24-25］。

省煤器復(fù)合熱水再循環(huán)是將省煤器水旁路與省煤器熱水再循環(huán)相結(jié)合，可同時調(diào)節(jié)省煤器旁路和省煤器出口熱水的回流量；可實現(xiàn)SCR 入口煙溫更大幅度的提升，其主要原理如圖4所示。

圖4 省煤器復(fù)合熱水再循環(huán)原理圖Fig.4 Schematic diagram of compound hot water recirculation

2.5 寬溫脫硝催化劑

寬溫脫硝催化劑是在傳統(tǒng)V2O5/WO3-TiO2催化劑中摻加部分Pt、Pd、Rh等貴金屬或Mn、Fe、Ce等稀土元素，進(jìn)一步拓寬催化劑運行的煙溫范圍［26-28］。Lee［29］發(fā)現(xiàn)Sb-V2O5/TiO2催化劑中摻加10%氧化鈰后，可在220～500 ℃的寬溫度范圍內(nèi)顯著提高NOx的轉(zhuǎn)化率；趙栗等［31］研究結(jié)果表明，改性后的催化劑可在260～400 ℃的溫度范圍內(nèi)達(dá)到80%以上的脫硝效率。

與其他改造工藝相比，寬溫催化劑具有改造范圍小、改造工期短、不降低鍋爐效率等優(yōu)點，但存在催化劑價格貴、運行業(yè)績少、煙氣成分要求高等缺點；長時間低溫運行時易受煙氣中水蒸氣和ABS 的影響而活性下降，造成催化劑壽命縮短［32-33］。

3 寬負(fù)荷脫硝改造方案的選擇

3.1 電廠概況

某電廠為2×660 MW 超臨界純凝燃煤發(fā)電機(jī)組，鍋爐為國產(chǎn)超臨界直流爐，Π型布置，一次再熱、單爐膛、尾部雙煙道結(jié)構(gòu)，固態(tài)排渣，平衡通風(fēng)、內(nèi)置式啟動分離系統(tǒng)，最大連續(xù)蒸發(fā)量為2 070 t/h。脫硝裝置采用高塵布置的SCR 脫硝工藝，催化劑的最低允許噴氨溫度為300 ℃。

機(jī)組深度調(diào)峰至30%負(fù)荷時，SCR 入口煙溫降至300 ℃，達(dá)到脫硝投運的下限溫度。隨著機(jī)組負(fù)荷的下降，SCR 入口煙溫進(jìn)一步降低；負(fù)荷降至132 MW 時，入口煙溫降至270 ℃，與催化劑的最低允許噴氨溫度相差30 ℃。

3.2 技術(shù)方案對比

以20%額定負(fù)荷、SCR入口煙溫270 ℃為基礎(chǔ)，催化劑安全運行的最低溫度300 ℃作為改造目標(biāo)，進(jìn)行寬負(fù)荷脫硝不同技術(shù)路線的比選，各種技術(shù)方案的改造內(nèi)容和效果對比如表1所示。

表1 改造內(nèi)容及效果對比表Tab.1 Transformation content and effect comparison

從改造效果來看，省煤器水旁路僅能提升煙溫11 ℃，不滿足改造要求；其他幾種改造路線均能將SCR入口煙溫提升30 ℃，實現(xiàn)機(jī)組20%負(fù)荷時脫硝裝置正常投運；各種改造方案的經(jīng)濟(jì)技術(shù)比較如表2所示。

表2 滿足改造目標(biāo)的各種技術(shù)路線經(jīng)濟(jì)技術(shù)比較Tab.2 Economic and technical comparison of various technical routes to meet the transformation objectives

從改造的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較來看，煙氣旁路的投資費用最低，但設(shè)備的可靠性一般，運行中旁路擋板存在卡澀風(fēng)險；分級省煤器對鍋爐效率無影響，但其費用最高，且高低負(fù)荷不能兼顧，滿負(fù)荷時催化劑存在超溫風(fēng)險。寬溫催化劑與復(fù)合熱水再循環(huán)所需場地小、設(shè)備可靠性高，且費用投資基本相當(dāng)。

3.3 技術(shù)方案選優(yōu)

該機(jī)組鍋爐為國產(chǎn)超臨界直流爐，無爐水循環(huán)泵。運行結(jié)果表明，滿負(fù)荷時脫硝反應(yīng)器入口煙溫在390～420 ℃之間；低負(fù)荷下鍋爐干濕轉(zhuǎn)態(tài)運行的臨界點約為25%負(fù)荷，降至20%負(fù)荷時鍋爐轉(zhuǎn)至濕態(tài)運行，水冷壁局部少量超溫。分級省煤器改造后，滿負(fù)荷時SCR 入口局部煙溫將達(dá)450 ℃，超過催化劑運行溫度的上限。寬溫催化劑的應(yīng)用業(yè)績較少，且多應(yīng)用在煙氣中SO2濃度較低的機(jī)組［32］；該廠全年入爐煤硫含量的平均值約為1.92%，部分時段超過3%，長時間低溫運行時易造成寬溫催化劑的微孔堵塞和活性下降。煙氣旁路改造存在調(diào)節(jié)擋板卡澀風(fēng)險；因未設(shè)置爐水循環(huán)泵，鍋爐濕態(tài)運行時儲水箱液位快速上升，部分熱態(tài)工質(zhì)排至凝汽器而導(dǎo)致機(jī)組煤耗大幅上升。復(fù)合熱水再循環(huán)主要通過調(diào)節(jié)省煤器內(nèi)工質(zhì)流量來提升SCR 入口煙溫，不受煙氣成分影響，設(shè)備可靠性高；煙氣溫度可動態(tài)調(diào)節(jié)，不存在催化劑超溫風(fēng)險；新增爐水循環(huán)泵可提高鍋爐的水動力，降低水冷壁超溫風(fēng)險，提升鍋爐低負(fù)荷運行時的安全性；濕態(tài)運行后能快速調(diào)節(jié)儲水箱的液位，保證熱態(tài)工質(zhì)的高效利用，提升機(jī)組轉(zhuǎn)態(tài)運行后的經(jīng)濟(jì)性，是本臺機(jī)組改造的最佳方案。

4.結(jié)論

寬負(fù)荷脫硝改造的技術(shù)路線繁多，都能在一定程度上提高SCR 入口煙溫，各廠可根據(jù)實際情況，一機(jī)一策選擇合適的技術(shù)路線。

（1）省煤器水旁路的設(shè)備可靠性高，投資費用低；但提高煙氣溫度的幅度有限，適用于煙溫提升要求較小的機(jī)組。寬溫催化劑改造的工作量最小，且對鍋爐效率無影響，但工程應(yīng)用的案例較少，催化劑設(shè)計時應(yīng)充分考慮煙氣成分的影響。

（2）分級省煤器可大幅提高SCR 入口煙氣溫度，且對鍋爐效率無影響；但高低負(fù)荷不能兼顧，夏季高負(fù)荷時存在催化劑超溫風(fēng)險，調(diào)峰幅度較大的機(jī)組選擇時應(yīng)慎重。

（3）煙氣旁路、（復(fù)合）熱水再循環(huán)可提高SCR入口煙溫超過30 ℃；因爐水循環(huán)泵能有效提高鍋爐低負(fù)荷運行時的安全性和濕態(tài)運行后的經(jīng)濟(jì)性，如機(jī)組需深調(diào)至鍋爐濕態(tài)運行，可優(yōu)先選擇帶有爐水循環(huán)泵的（復(fù)合）熱水再循環(huán)工藝。