火电厂并网脱硝和低负荷脱硝的技术现状

李文成，谭增强，蒙 毅，赵 越

（1.江西赣能股份有限公司丰城二期发电厂，江西 丰城 331104；2.西安西热锅炉环保工程有限公司，陕西 西安 710054）

0 引言

碳达峰、碳中和的“3060双碳目标”及气候峰会的阶段性目标表明，风电、光伏等清洁能源将会加速发展；但风电与光伏具有随机性、波动性、间歇性特点，大规模并网产生的功率及频率波动将会超出传统电源的调节能力。江西电网位于华中腹地，近年来经济发展迅速，电力负荷峰谷差大、变化快速，煤电电源占比60%左右，燃煤机组承担着重要的任务，然而燃煤机组的深度调峰能力和频率调节能力相对水电和燃气电厂较弱，因此江西电网整体调峰和调频能力有限。现役装机容量巨大的燃煤机组调峰能力若能大幅度提升，将会进一步助力风光类新能源的发展，成为江西电网的“压舱石”。

在机组低负荷时，脱硝SCR催化剂长时间在最低喷氨温度以下运行时，脱硝反应逃逸的氨会与SO3反应生成硫酸氨和硫酸氢氨[1，2]。随着国家对火电机组大气污染物排放标准越来越严格，需要在保证机组安全和脱硝催化剂使用寿命的前提下，实现机组启动并网前脱硝系统投入运行，NOx排放满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）及地方环保排放要求[3]。

1 机组并网前投运SCR脱硝的技术路线

1.1 确定最低连续喷氨温度（MOT）

可通过脱硝催化剂性能试验，确定不同硫份煤种对应的催化剂MOT和该温度下允许运行时间。催化剂在烟温为305℃（对应约300 MW负荷）条件下可安全稳定运行，催化剂在烟温为280℃条件下运行时会导致活性缓慢下降。在运行时间不超过3.0 h的条件下，可以通过升高机组负荷的方式使得催化剂性能恢复[4]。

1.2 优化启动配煤

应在机组启动期间优化配煤，如采用高挥发分煤、低硫煤，以降低NOx生成量和最低喷氨温度。

1.3 提高锅炉水侧温度

1）在锅炉上水时投入辅汽加热除氧器，提高除氧器出口水温至最高允许温度，避免锅炉本体尤其是省煤器区域在启动初期出现温降。

2）汽轮机暖机过程中及时投入其它高加，利用冲转乏汽的汽化潜热加热给水，防止省煤器出现较大的烟气温降，提高炉内温度，有利燃烧；增大冲转进汽量以缩短暖机时间。

3）在锅炉点火后，炉水因通过BCP泵在水冷壁中循环吸收热量而提高温度，并与少量锅炉补水混合，从而有效提高了省煤器入口给水温度，使得烟温得到提升[5]。

1.4 提高锅炉烟温

通过配风、配煤、提升火焰中心位置等方法提高炉膛出口烟温，从而提高脱硝入口烟温。在汽轮机暖机过程中，可通过增大汽机高旁开度，适当增加燃料量，提高低温再热器入口温度，调整烟气再循环流量，调整再热烟道挡板，增大尾部烟道低再区域的通烟量，有效提高脱硝入口烟温[6]。

1.5 提高锅炉蒸汽侧温度

在启动阶段，提高蒸汽温度可抑制蒸汽管道对烟气的冷却，使烟温维持在较高水平。

1）开大启动阶段的高旁开度，提高再热器入口蒸汽温度，以提高烟温。

2）延长3 000 rpm暖机时间提高再热蒸汽温度，遏制烟温下降。适当降低冲转参数以增加冲转蒸汽流量，提高暖机效果，加快后期主、再热蒸汽温度的提升；防止因再热蒸汽量增大而导致烟温降低。

2 机组深度调峰投运SCR脱硝的技术路线

2.1 烟气侧调温旁路

烟气旁路主要是在冷态启动初期以及低负荷工况下运行，通过调节主烟道调节挡板开度，来适当调节主烟道的阻力，并通过旁路烟道的调节挡板调节旁路中的烟气流量，从而控制混合后的烟温，高负荷运行时关闭挡板即可。抽取旁路烟气的位置有多种选择，如省煤器入口、低温过热器入口和更高参数的上游烟气。旁路烟气的抽气位置越靠前则旁路的烟温会越高，烟气旁路对SCR入口的烟温调节能力就越强，同时影响的炉内受热面就越多。烟气侧调温旁路会带来的问题是SCR入口烟温分布偏差较大[7]。

2.2 省煤器水侧旁路

省煤器水侧旁路方案是在省煤器进口集箱前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至省煤器吊挂管出口，水冷壁下集箱前，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。

采用省煤器水旁路方案时，需考虑以下几个不利影响：1）减少了省煤器给水流量，工质没有足够的过冷度，省煤器运行过程可能出现汽蚀，影响省煤器安全运行；2）省煤器换热量减少，排烟温度升高，降低了锅炉效率；3）由于省煤器换热的热阻主要在烟气侧，水侧流量的变化对换热系数影响很小，可以调节的烟温范围有限。对于SCR入口烟温提升幅度较小（10℃以内）的机组可采用本方案，而对于烟温提升幅度较大的机组则不适用[8]。

2.3 省煤器分级布置

将原省煤器下游部分拆除，在SCR后增设一定面积的省煤器换热面；给水引至位于SCR反应器后的省煤器，然后引至位于SCR反应器前的省煤器中。通过减少SCR反应器前的省煤器吸热量，提高SCR入口烟温。

省煤器分级布置[9]的主要缺点是：

1）此方案的改造难度大，工期长，投资成本相对较高，不适合老机组改造；

2）脱硝催化剂运行温度整体提高，脱硝催化剂存在的高温烧结风险上升；

3）SCR装置后需要新增部分省煤器，这就需要对原有的钢结构及基础进行校核，如果不能满足要求，需要对钢结构及基础进行加固。

2.4 增设0号高加

在回热系统1号高加后增设1台0号高加，通过补汽阀接口从汽轮机中倒抽汽，从而提高进入省煤器的给水温度，该方案优点是在低负荷下可明显提高进入省煤器的给水温度，从而提高烟气温度，但对机组运行也存在如下影响[10]：

1）受限于高加设备加工制造的限制，需要对补汽阀出口蒸汽减温、减压后进入0号高加，节流损失降低机组经济性；

2）该方案投资较大，对运行控制水平要求较高。

2.5 回热抽汽补充给水

抽汽引入一高加，在机组低负荷时投运该路抽汽，利用主蒸汽引射压力回热抽汽，其混合蒸汽进入辅助加热器，加热给水以提高给水温度。最大可使机组煤耗率下降1 g/（kW·h），可提高SCR装置进口烟温。

2.6 省煤器热水再循环

基于省煤器给水旁路系统，加装省煤器热水再循环系统，进一步减少省煤器吸热量以提高脱硝装置入口烟温。优点：1）改造所需空间小，现场施工量较小；2）改造工期短，投资费用较低；3）系统简单，可动态调节SCR入口烟温；4）当锅炉在高负荷下SCR入口烟温满足要求时，可关闭此系统，维持锅炉的整体效率不变。缺点：在低负荷下锅炉效率有所降低。

3 结语

SCR脱硝装置的上游布置有多级对流受热面和辐射受热面，包括低温过热器、省煤器等。从烟气换热的具体过程考虑，如果设法减少烟气通过这些受热面时的换热量，那么最终进入SCR脱硝装置的烟温必然提高。从烟气和工质的整个换热过程来分析，要减少换热量，有三个途径：一是减少受热面的面积；二是通过改变换热面的物理特性来削弱换热；三是减少参与换热的工质或烟气量。

机组并网前投运脱硝系统技术路线以改变锅炉尾部受热面热量分配、提高脱硝装置入口烟温为原则，结合机组工艺特性，全面分析启动过程，优化运行操作。

机组深度调峰投运脱硝系统技术路线以改变锅炉尾部受热面热量分配、提高脱硝装置入口烟温为原则，结合机组工艺特性，全面分析深度调峰运行过程，在优化运行操作的基础上，进行辅助改造，实现机组深度调峰状态下投运脱硝系统。