侯國榮

（江蘇闞山發(fā)電有限公司，江蘇 徐州 221000）

闞山電廠600MW機組寬負荷脫硝技術(shù)淺析

侯國榮

（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，國家對燃煤電廠污染物排放控制標準和考核力度不斷加大，企業(yè)應(yīng)在機組低負荷階段減少NOX排放，實現(xiàn)環(huán)保與經(jīng)濟雙贏。本文對闞山600MW機組情況進行分析，通過增加省煤器水側(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，達到提高脫硝裝置入口煙溫的目的，保證低負荷（240MW），脫硝系統(tǒng)能夠投入運行。

燃煤電廠；NOX；低負荷；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，省級環(huán)保部門按季度對符合超低排放機組上網(wǎng)電價加價1分/kW.h(含稅)，對超低排放時間比率低于80%的機組，不享受電價加價政策。同時隨著華東電網(wǎng)區(qū)外來電容量的增加，對區(qū)內(nèi)電廠的調(diào)差能力要求越來越高，江蘇省調(diào)要求機組基本調(diào)差能力必須達到額定容量的50%，達不到要求的運行機組按每超過1萬千瓦每天考核1000元，節(jié)假日機組負荷甚至要求降至300MW以下，這就要求機組必須實現(xiàn)寬負荷脫硝。

1 當前闞山電廠SCR運行情況

江蘇闞山發(fā)電有限公司（2×600MW）超超臨界機組煙氣脫硝工程，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，要求其進口煙溫在310～427℃范圍內(nèi)（如表1)。

闞山電廠SCR系統(tǒng)投運三年，機組負荷高于350MW時，脫硝系統(tǒng)能正常投入運行；從運行數(shù)據(jù)來看，外界氣溫較低時，機組在少量時間段內(nèi)負荷低至300MW左右，此時SCR入口煙溫平均在305℃左右，脫硝系統(tǒng)不能正常投運；在機組啟停機階段或機組需要運行在更低負荷時，脫硝系統(tǒng)無法正常投運。 隨著華東電網(wǎng)區(qū)外直流的輸入，對機組調(diào)峰能力要求的提高，未來機組負荷最低需降到40%負荷（240MW），會造成脫硝系統(tǒng)無法正常投入運行。

機組運行在較低負荷時，脫硝反應(yīng)器入口煙氣溫度低，會導(dǎo)致催化劑活性降低，為了控制NOX排放噴入過量的氨氣，則尾部煙道中的氨濃度將升高，氨逃逸增大，同時三氧化硫濃度升高。氨氣和三氧化硫在煙氣溫度200～300℃時生成硫酸氫銨，這種粘稠性物質(zhì)，會粘結(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)機出力降低，影響機組出力。

2 闞山寬負荷脫硝技術(shù)

根據(jù)闞山機組運行情況，實現(xiàn)寬負荷脫硝，不同負荷對應(yīng)的省煤器出口煙氣溫升如表2所示。

寬負荷脫硝方案的選擇。

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口煙氣溫度。

表1 闞山電廠催化劑

表2

但是低負荷時隨著旁路流量的增加，省煤器中給水流量不斷降低時，出口水溫不斷升高，會在省煤器內(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。其次省煤器流量過小省煤器管排流量的均勻性會受到破壞也會導(dǎo)致部分管排的沸騰，采用旁路方案時，首先要確保省煤器出口水不會汽化，需保證省煤器的流量不能小于滿負荷流量的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，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)實踐經(jīng)驗，循環(huán)爐水的流量超過一定范圍，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%滿負荷省煤器流量。

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，是綜合前述兩個方案的特點，利用BCP (爐水循環(huán)泵)將爐水注入給水管道的同時，增加省煤器水側(cè)旁路，用爐水實現(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，達到提高脫硝裝置進口煙溫的目的。

水側(cè)再循環(huán)控制：關(guān)閉BCP入口門、BCP最小流量再循環(huán)B閥，開啟省煤器再循環(huán)隔絕門，啟動BCP，開啟BR閥，手動設(shè)定建立BCP 300T/ H循環(huán)流量。開允許（滿足所有條件）：BCP入口電動閥全關(guān)；寬負荷脫硝投入。自動開（任意一個條件滿足）：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)閥開度＞50%。自動關(guān)(滿足所有條件)：脫硝入口煙氣溫度＞340℃；BCP泵停運。

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

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

給水流量測點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，受限于省煤器出口水汽化條件，最大煙氣溫升為17.3℃，但此時旁路流量過大，流過省煤器流量僅為154t/h，小于滿負荷工況下省煤器流量的10%（162t/h）。采用GRS方案時，最大煙氣溫升為3.7℃，顯然此方案不能滿足要求；采用SGRS方案時，在旁路流量和爐水流量為350t/h時，煙氣溫升已達17℃，滿足了投運脫硝的煙氣溫升要求。

綜上所述，若需在機組負荷為240MW時投運脫硝系統(tǒng)，需選用SGRS改造方案（如圖1）。

圖1

3 結(jié)語

闞山電廠寬負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，保證了機組負荷240MW時SCR可以正常投入，系統(tǒng)簡單，易于操作。既能獲得脫硝電價的補貼，又最大限度減少了NOX排放，具有很好的經(jīng)濟和社會效益。

[1]600MW超超臨界機組集控運行規(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].中國電力出版社，2006.

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

[4]關(guān)于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關(guān)問題的通知，2015.

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