增设零号高压加热器控制SCR脱硝烟温对机组经济性影响的计算研究

余岳溪，廖永进，范军辉，赵航

(1.广东电网有限责任公司电力科学研究院，广东 广州 510080；2.华北电力大学 能源动力与机械工程学院，河北 保定 071003)



增设零号高压加热器控制SCR脱硝烟温对机组经济性影响的计算研究

余岳溪1，廖永进1，范军辉2，赵航2

(1.广东电网有限责任公司电力科学研究院，广东 广州 510080；2.华北电力大学 能源动力与机械工程学院，河北 保定 071003)

增设零号高压加热器可提高燃煤锅炉在中低负荷时选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)脱硝反应器入口烟温，为确定其对机组经济性的影响规律，以国内某电厂600 MW机组为研究对象，首先确定了50%、60%和70%额定负荷下零号高压加热器的运行参数，进而对增设零号高压加热器后各工况进行了热力性能和成本变化的计算。结果表明：增设零号高压加热器后，给水的温升提高了排烟温度，这会提高SCR脱硝效率，降低了脱硝成本，但同时会增加机组运行的燃煤成本；且较抽汽阀门全开方式，抽汽节流方式的经济性是降低的。因此，若采用零号高压加热器技术，需要耦合使用低温省煤器来降低排烟温度，以消除零号高压加热器的增设对机组经济性的不利影响。

零号高压加热器；选择性催化还原法(SCR)；锅炉效率；汽轮机效率；循环热效率；机组经济性

中国的电力以火力发电为主，截至2013年11月，中国发电装机容量已达1.22 TW，其中火电为0.85 TW[1-2]，占总装机容量的69.7%，火电发电量约占总发电量的80.4%。燃煤过程排放的NOx对环境造成严重污染[3]。对此，2012年1月1日起开始执行的GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》规定：2014年7月1日起，重点地区火电机组NOx排放量上限为100 mg/m3，新建火电机组NOx排放量必须限制在100 mg/m3及以下[4]。2012年8月由国务院印发的《节能减排“十二五”规划》，要求继续推进全国发电企业的脱硫脱硝工作，新建的燃煤机组全面实施脱硝并实现NOx达标排放。

选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)脱硝技术的脱硝效率高且技术成熟，是国内燃煤电站应用最为广泛的烟气脱硝技术。国内外专家学者对在SCR催化机理、反应动力学和催化性能等方面进行了大量研究[5-10]。烟气温度是影响SCR脱硝运行特性的关键因素，省煤器出口即SCR反应器入口烟气温度是随机组负荷降低而降低的。低负荷下因省煤器出口烟温低于SCR脱硝最低允许温度导致脱硝系统退出运行，是目前国内燃煤电站较普遍存在的问题。为提高低负荷下SCR脱硝烟气温度，拓宽脱硝系统运行负荷范围，不同学者提出了不同方法，主要有增加省煤器旁路、提高锅炉给水温度、省煤器分级技术以及开发宽温度窗口SCR脱硝催化剂等[11-17]。通过增设零号高压加热器(以下简称“高加”)提高低负荷下的给水温度是其中一种方法。

零号髙加的主要功能是提高省煤器入口水温，减小水侧与烟气侧温差，从而达到减少省煤器换热量的作用，换热量的减少将直接导致省煤器出口烟温的升高。在低负荷时需投运零号髙加，高负荷时退出零号髙加运行。肖志前[18]等人研究了低负荷下通过增设零号髙加提高给水温度，分析了零号髙加对排烟温度以及SCR脱硝效率的影响，但没有考虑零号髙加的增加对脱硝成本以及整体经济性方面的影响。

因此本文以国内某电厂600 MW机组为研究对象，结合该锅炉SCR脱硝在不同烟气温度下的运行特性，以通过提高给水温度来提高SCR反应器入口烟气温度为目标。首先设计、计算了在50%、60%和70%额定负荷下零号高加的运行参数，进而对增设零号高加后各工况进行了热力性能和成本变化的计算，从而分析了各工况下零号髙加的增设对机组经济性的影响。

1　研究对象和方法

1.1研究对象

国内某电厂600 MW亚临界机组采用四角切圆燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢架结构布置的Π型锅炉，采用亚临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。机组给水回热系统采用七级回热抽汽，采用3台高加加热进入锅炉省煤器给水；加热器采用串联布置，疏水方式采用逐级自流方式。

1.2计算方法

增设零号髙加后，对各工况进行了整体热力计算，首先确定在50%、60%和70%额定负荷分别提高锅炉给水温度10 ℃、20 ℃和30 ℃情况下零号高加的运行参数，得到各工况下增设零号高加所需抽汽压力与抽汽量。然后进行锅炉整体热力计算，得到各工况下锅炉效率；进行汽轮机与回热系统热力计算，得到汽轮机效率；进而得到机组循环热效率，通过计算供电标准煤耗率分析机组运行的经济性。

零号髙加的增设在提升给水温度的同时，可提高SCR脱硝效率[18-19]，这将对电厂的脱硝成本产生影响。脱硝成本包括脱硝氨耗成本，脱硝电耗成本，NOx排放费用，污染物排放达到标准后的电价补偿以及人工、折旧、维修等费用，其中污染物排放达到标准后的电价补偿以及人工、折旧、维修等费用固定，而氨耗成本和电耗成本均与喷氨量有关。若所计算的工况下其喷氨量前后保持一致，则需考虑脱硝成本中的NOx排放费用的变化。

1.2.1确定抽汽位置及抽汽量

余岳溪，等：增设零号高压加热器控制SCR脱硝烟温对机组经济性影响的计算研究增设的零号高加工作原理如图1所示，由于各级高加结构与工作原理基本一致，这里不再一一给出。

图1　零号高加热力系统

根据能量平衡方程，可得零号高加的抽汽量[20]为：

(1)

(2)

图1与式(1)、式(2)中：a0为零号高加抽汽系数；afw为给水份额；h0为零号高加抽汽焓；hd0为零号高加疏水焓；hw0为零号高加出口给水焓；hw1零号高加入口给水焓；as0为零号高加疏水份额。

其余各级加热器的计算方法与此类似，通过迭代计算可得到各加热器抽汽量。

若增设零号高加实现一定的传热量，其抽汽抽出位置不同则所需抽汽量不同，抽汽压力越高，抽汽流量必然越少。此外若抽汽抽出位置固定，实现不同给水温升所需的抽汽量也必然不同。

1.2.2供电标准煤耗率

循环热效率是整个循环输出的有用功和所消耗的热能(燃料的化学能)之比，其计算公式为

(3)

式中：ηc为循环热效率，%；ηg为锅炉效率，%；ηq为汽轮机效率，%。

电厂供电标准煤耗率作为发电厂主要的技术经济性指标，反映了电厂发电能源利用效率，其计算公式为

式中：bg为供电标准煤耗率，g/kWh；Lfcy为厂用电率，%；ηgd为管道效率，%。

由式(4)可以看出，供电标准煤耗率与循环热效率有关，在厂用电率和管道效率一定的情况下，循环热效率越高，供电煤耗率就越低，反映出机组运行的经济性越好，因此循环热效率ηc可表征发电机组运行的经济性。

1.2.3NOx排放费用

根据广东省氮氧化物氨氮排污费征收标准，每排放当量NOx收费2.4 元，NOx排放费用计算公式为

(5)

式中：F为NOx排放费，元；m为NOx排放量，kg/h。

2　计算结果分析

2.1零号高加运行参数

零号髙加采用抽汽阀门全开的方式分别在50%、60%、70%额定负荷提升给水温度10 ℃时，零号高加所需抽汽的抽出位置均为高压缸第五级后，提升20 ℃均需要从第四级后抽汽，提升30 ℃则均需要从第三级后抽汽。可以认为若从高压缸第五级后抽汽，则只能将给水温度提高10 ℃时；若从第三级后抽汽，可满足所有工况要求。

采用从第三级后抽汽时，对于所计算的大多数工况，需在抽汽口设置调节阀，通过节流改变抽汽流量。为方便论述，抽汽阀门节流记为节流抽汽，抽汽阀门全开记为全开抽汽。

图2为不同工况下给水温升与零号高加抽汽量的关系，可以看出给水温升与零号高加抽汽量基本呈线性关系。

A—50%额定负荷全开抽汽工况，B—60%额定负荷全开抽汽工况，C—70%额定负荷全开抽汽工况，D—70%额定负荷节流抽汽工况。图2　给水温升与零号高加抽汽量的关系

将图2数据进行线性拟合，可以得4种工况下给水温升与零号高加抽汽量关系式：

y1=2.032 5×x1-0.125 0，

(6)

y2=2.518 5×x2-0.470 0，

(7)

y3=3.005 9×x3-0.386 0，

(8)

y4=2.953 0×x4-0.502 5.

(9)

其中：x1、x2、x3、x4分别为50%、60%、70%额定负荷全开抽汽工况以及70%额定负荷节流抽汽工况下给水温升，℃；y1、y2、y3、y4分别对应各工况的抽汽量，t/h。

可以看出，负荷越高，拟合直线的斜率就越大，说明抽汽量增加幅度也越大，这主要是因给水流量增大所致。

70%额定负荷下，与全开抽汽工况相比，给水温升相同的工况时节流抽汽工况的抽汽量会降低1.5%左右，这是由于节流抽汽的抽汽级数和抽汽焓略高。

2.2给水温度提升对机组经济性的影响

为确定增设零号高加后给水温度的提升对锅炉效率、汽轮机效率以及循环热效率的影响规律，以分析给水温升对机组运行的经济性影响，对机组在增设零号髙加前后分别进行了整体热力计算，得到50%、60%以及70%额定负荷下给水温度分别提高0 ℃、10 ℃、20 ℃、30 ℃时锅炉效率、汽轮机效率以及循环热效率，其中给水温度提高0 ℃为原机组未增设零号髙加时的情况。热力计算的部分结果如图3、图4和图5所示。

图3　给水温升对锅炉效率影响曲线

图3展示不同负荷下锅炉给水温度与锅炉效率的关系。可以看出，锅炉效率随着给水温度的提高而降低，主要是由锅炉排烟温度升高导致的，这与文献[18]结论基本一致。在70%额定负荷的全开抽汽与节流抽汽2种方式下，给水温升相同时，锅炉效率相同，说明不同的抽汽方式对锅炉效率不会产生影响。根据机组热力计算的结果，增设零号髙加以后，在给定负荷工况下，给水温度每提高10 ℃，排烟温度大概增加4 ℃，锅炉效率下降0.2%左右。

图4　给水温升对汽轮机效率影响曲线

由图4可知，未增设零号高加时，根据设计工况下校核计算，50%、60%和70%额定负荷下的汽轮机效率分别为41.78%、41.99%和42.70%，70%额定负荷下汽轮机效率最大。增设零号高加以后，汽轮机效率得到了微小的提高，原因是回热抽汽量的增加使得汽轮机冷源损失减少。若给水温升由10 ℃到30 ℃，机组在50%、60%和70%额定负荷下，汽轮机效率分别提高了约0.04%、0.02%和0.01%，可以看出，在50%额定负荷下提高幅度最大。

在70%额定负荷下，采用阀门全开从高压缸第五级后抽汽来提升给水温度10 ℃；若从更高级如第四级后抽汽提升相同的温度，则需采用节流抽汽方式。根据汽轮机热力计算结果，对比发现，节流抽汽工况时汽轮机效率为42.70%，而全开抽汽工况时汽轮机效率为42.72%，说明采用节流抽汽方式的汽轮机效率是下降的。

图5　给水温升对循环热效率影响曲线

图5展示了不同负荷下锅炉给水温度与循环热效率的关系，不难看出其基本呈线性关系，循环热效率随着给水温度的提高而降低，且随着负荷升高下降越明显。未增设零号髙加时，当机组在50%、60%和70%额定负荷下，其循环热效率分别为38.64%、38.74%和39.39%。增设零号髙加后，在全开抽汽工况下给水温升由10 ℃到30 ℃时，对应3个负荷的循环热效率分别下降了0.12%、0.16%和0.17%。

这是因为：零号髙加的增设提高了给水温度，这在一定程度上增加了汽轮机效率，但增幅较小，而锅炉排烟温度的提高，使得锅炉效率的降低更明显，对整个机组来说，其循环热效率是下降的。例如，当机组处于70%额定负荷全开抽汽工况下，给水温升由10 ℃到30 ℃，排烟温度的增加使得锅炉效率下降了0.35%，而汽轮机效率仅升高了0.01%，合计导致机组循环热效率下降约为0.17%。

根据式(4)计算供电煤耗率，当给水温升为30 ℃时，在50%、60%和70%额定负荷下全开抽汽工况时，由于循环热效率下降机组供电煤耗率分别增加了1.49 g/kWh、1.74 g/kWh和2.07 g/kWh，则燃煤成本将分别增加156.7 元/h、219.8 元/h和304.4 元/h，如图6所示。结果表明：零号髙加的增设在提升给水温度的同时会增加燃煤成本；同样的给水温升在不同的负荷下，因循环热效率下降幅度不同使得燃煤成本增加不同。

图6　不同工况下给水温升与燃煤成本增加的关系

增设零号高加后，70%额定负荷下，与全开抽汽方式相比，采用节流抽汽方式提高给水温升30 ℃时其燃煤成本将增加27.9 元/h，这主要是由于汽轮机效率的下降导致循环热效率下降。

2.3给水温度提升对脱硝成本的影响

在不同的负荷下，SCR反应器入口烟温不同，且相同的给水温升导致的烟气温升并不相同，因而SCR脱硝效率水平及其增幅也不相同。根据文献[18]给出的SCR脱硝效率与SCR反应器入口烟温的关系图，查得50%、60%和70%额定负荷下不同的给水温升所对应的SCR反应器入口烟温及脱硝效率。由于2种抽汽方式下SCR脱硝烟温相同，脱硝效率不受抽汽方式的影响，因此以下仅研究了3种负荷下零号髙加全开抽汽方式时，提升给水温度对脱硝成本的影响。

当给水温度增加30 ℃时，在50%额定负荷下SCR脱硝效率由86.1%提升至88.2%，增幅为2.1%，60%和70%额定负荷下则分别增加了1.9%和1.2%。与未增设零号髙加相比，在相同的NOx排放值时，50%、60%和70%额定负荷下可分别少喷4.1 kg/h、4.8 kg/h和4.0 kg/h的氨，若氨水价格按3 000 元/t估算，则氨耗成本分别降低了12.3 元/h、14.4 元/h和12.0 元/h，如图7所示。这说明在保持NOx排放值不变的情况下，增设零号髙加可降低SCR脱硝的氨耗成本。

图7　不同工况下给水温升对氨耗成本的影响

若喷氨量保持不变，SCR脱硝效率提高，出口NOx排放量将会降低。增设零号髙加将给水温度提高30 ℃时，在50%额定负荷下，出口NOx排放量由42.3 kg/h降低到了36.1 kg/h，降低了6.2 kg/h，60%和70%额定负荷下则分别降低了6.7 kg/h和4.7 kg/h。根据式(5)计算NOx排放费用，相应3个负荷下的NOx排放费用将分别降低了15.7 元/h、 16.9 元/h和11.9 元/h，如图8所示。这说明在喷氨量保持不变的情况下，增设零号髙加可降低NOx排放费用。

图8　不同工况下给水温升对NOx排放费用的影响

综上所述，在增设零号高加以后，随着给水温度的提高，SCR脱硝效率会有所增加，节省脱硝成本，但同时排烟温度的升高会增加机组运行的燃煤成本。例如，当给水温度提升30 ℃，在50%额定负荷下SCR脱硝效率增加了2.1%，氨耗成本降低了12.3 元/h或NOx排放费用降低15.7 元/h，但燃煤成本却增加了156.7 元/h。

因此若采用零号髙加技术，需要耦合使用低温省煤器来降低排烟温度，以消除增设零号髙加对机组经济性的影响，这对锅炉低负荷下提高SCR反应器入口烟温的研究具有一定的参考意义。

3　结论

a)设计零号高加增设方案时，可采用不同的抽汽位置及抽汽量来提升锅炉给水温度。抽汽位置所在高压缸级数越高，抽汽量越大，则给水温度的提升越明显，更能达到所需SCR脱硝烟温的目的。

b)与抽汽阀门全开方式相比，抽汽阀门节流方式的汽轮机效率会降低，直接导致循环热效率下降，降低机组运行的经济性。

c)增设零号高加后，同样的给水温升在不同的负荷下SCR脱硝效率均会有不同幅度的增加，降低了脱硝成本，但由于排烟温度明显升高导致燃煤成本大幅增加。

d)若采用零号高加技术来提高给水温度，进而控制SCR反应器入口烟温，需考虑同步使用降低排烟温度的技术(如低温省煤器)，以消除增设零号髙加对机组运行经济性的不利影响。

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(编辑霍鹏)

Calculation Analysis on Influence on Economy of the Unit by Additional No.0 High Pressure Heater Controlling SCR Denitration Flue Gas Temperature

YU Yuexi1, LIAO Yongjin1, FAN Junhui2, ZHAO Hang2

(1. Electric Power Research Institute of Guangdong Power Grid Co., Ltd., Guangzhou, Guangdong 510080, China; 2. School of Energy and Power Engineering, North China Electric Power University, Baoding, Hebei 071003, China)

It is able to improve entrance flue gas temperature of selective catalytic reduction (SCR) denitration reactor under low and medium load by adding No.0 high pressure heater. In order to determine its influencing law on unit economy, this paper takes one domestic 600 MW unit for a research object and firstly confirms running parameters of the No.0 high pressure heater respectively under 50%, 60% and 70% rated load, and then calculates thermal performance and cost changes under different working conditions. Results indicate that after adding No.0 high pressure heater, temperature of feeding water improves exhaust gas temperature which may increase SCR denitration efficiency and reduce cost, but increase fire coal cost for unit operation at the same time. In addition, compared with wide open condition of the extraction valve, economy of the mode of steam extraction and energy conservation is reduced. Thus, it is needed for coupling low temperature economizer to reduce exhaust gas temperature so as to eliminate negative influence of additional No.0 high pressure heater on unit economy.Key words： No.0 high pressure heater; selective catalytic reduction (SCR); boiler efficiency; steam turbine efficiency; circulating heat efficiency; unit economy

2016-04-19

2016-06-14

中国南方电网有限责任公司科技项目(K-GD2014-173)

10.3969/j.issn.1007-290X.2016.09.002

TK212；X773

A

1007-290X(2016)09-0007-06

余岳溪(1976)，男，广东湛江人。高级工程师，工学硕士，主要从事火电厂机组调试、节能减排等方面的技术服务和研究工作。

廖永进(1971)，男，陕西西安人。教授级高级工程师，工学硕士，主要从事电厂脱硫、脱硝装置的调试、试验及运行优化工作。

范军辉(1988)，男，陕西渭南人。在读硕士研究生，研究方向为洁净煤燃烧及环境污染控制。