(廣州發(fā)展電力集團(tuán)有限公司，廣東 廣州 510623)

燃煤火力發(fā)電廠的煙氣污染物主要是燃燒后的產(chǎn)物，包括粉塵，高溫下可揮發(fā)的重金屬(如Hg)，燃燒中產(chǎn)生的二氧化碳(CO2)、二氧化硫與三氧化硫(SOx)、氫氧化物(NOx)、一氧化碳(CO)、氯化氫(HCl)、氟化氫(HF)等。這些污染物中，有些含量極微，對(duì)環(huán)境影響較小，目前還沒(méi)有治理的要求；有些含量較大并且會(huì)對(duì)環(huán)境造成不利影響，是目前環(huán)境治理的重點(diǎn)；還有一些微量污染物，目前尚無(wú)經(jīng)濟(jì)、有效的手段進(jìn)行治理。

從技術(shù)上考慮，火力發(fā)電廠的煙氣污染物都能捕集或處理，理論上可以令最終排放的煙氣成分只含有N2、H2O、O2等無(wú)害成分，實(shí)現(xiàn)煙氣污染物零排放的目標(biāo)。但從可持續(xù)發(fā)展的角度考慮，火力發(fā)電廠在成本可接受的情況下，可以做到既能滿(mǎn)足社會(huì)對(duì)能源的要求，又能降低對(duì)環(huán)境的影響。

按照《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223—2011)的規(guī)定，自2015年1月1日起，燃煤鍋爐大氣污染物排放濃度值如表1所示。其中，重點(diǎn)地區(qū)執(zhí)行大氣污染物特別排放限值。

表1 燃煤鍋爐大氣污染物排放限值 mg/Nm3

國(guó)內(nèi)一些地方政府提出的“超潔凈排放”“近零排放”標(biāo)準(zhǔn)，是把燃煤電廠的主要污染物排放指標(biāo)與燃?xì)怆姀S的指標(biāo)看齊，目的是令燃煤電廠接近綠色能源的標(biāo)準(zhǔn)，保護(hù)燃煤電廠可持續(xù)發(fā)展，適合我國(guó)以煤炭作為主要能源的現(xiàn)狀。目前提出的“超潔凈排放”標(biāo)準(zhǔn)中，大部分觀點(diǎn)認(rèn)為NOx、SO2、粉塵等主要污染物排放濃度分別為50 mg/Nm3，35 mg/Nm3，5 mg/Nm3。

1 設(shè)備狀況

目前四角切園燃燒鍋爐多采用空氣分級(jí)低NOx燃燒方式，通過(guò)空氣分級(jí)配風(fēng)，控制燃料著火階段的氧量，使煤粉燃燒初期處于富燃料的弱還原化學(xué)氣氛。一方面抑制燃燒過(guò)程中NOx的生成；另一方面弱還原氣氛下可促進(jìn)部分已經(jīng)生成的NOx重新還原分解。雖配置了低NOx燃燒器，實(shí)際運(yùn)行性能也優(yōu)于原保證值，但是距離超潔凈排放仍有一定距離。因此，即使采用了低NOx燃燒器的鍋爐，仍要設(shè)置脫硝裝置。

大部分電廠使用的是SCR脫硝裝置，采用高含塵布置方案，與低NOx燃燒器結(jié)合可以達(dá)到50 mg/Nm3的排放水平。但是，一些SCR脫硝裝置采用中溫催化劑，按照廠家給定的技術(shù)要求，最低噴氨煙溫不得低于280～320 ℃。在鍋爐負(fù)荷低于50%BMCR后，煙溫降低，脫硝效率隨之下降，繼續(xù)降低負(fù)荷，低于最低噴氨溫度時(shí)無(wú)法滿(mǎn)足投運(yùn)要求，被迫退出脫硝系統(tǒng)，造成NOx排放不達(dá)標(biāo)，全年NOx總量排放增加。個(gè)別電廠將脫硝投運(yùn)溫度設(shè)計(jì)為320 ℃，為滿(mǎn)足環(huán)保要求，逐步將脫硝投運(yùn)溫度調(diào)整到285 ℃，甚至280 ℃。但由于降低脫硝系統(tǒng)投運(yùn)溫度或通過(guò)燃燒調(diào)整提高煙氣溫度存在一定的風(fēng)險(xiǎn)，需審慎選用。其原因有兩點(diǎn)。(1)降低脫硝系統(tǒng)的投運(yùn)溫度，勢(shì)必會(huì)生成更多的硫酸氫胺，硫酸氫胺一方面會(huì)附著在SCR反應(yīng)器表面，隔絕催化劑與煙氣相互作用，使得脫硝反應(yīng)無(wú)法進(jìn)行，同時(shí)會(huì)影響催化劑的使用壽命；另一方面容易造成空氣預(yù)熱器堵塞及電除塵器極板、極線(xiàn)的粘灰、裹灰，影響發(fā)電機(jī)組的安全、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。(2)通過(guò)燃燒調(diào)整，或者犧牲鍋爐效率、優(yōu)化鍋爐受熱面的吹灰方式來(lái)提高煙氣溫度，存在受熱面超溫風(fēng)險(xiǎn)。

為實(shí)現(xiàn)NOx達(dá)標(biāo)排放及全年NOx總量減排，需要提高脫硝設(shè)備投運(yùn)率，創(chuàng)造低負(fù)荷下可以噴氨的條件。低負(fù)荷脫硝有兩個(gè)技術(shù)方向：一是提高低負(fù)荷下煙氣溫度；二是采用低煙溫下仍可以使用的新式催化劑。目前，低溫催化劑技術(shù)尚未成熟，沒(méi)有適合燃煤機(jī)組使用的配方，所以只能采取在低負(fù)荷下提高煙溫，以滿(mǎn)足脫硝條件。

2 各種寬負(fù)荷脫硝改造技術(shù)方案簡(jiǎn)述

2.1 省煤器煙氣旁路

在省煤器入口引出一路旁路煙氣(見(jiàn)圖1)，高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)關(guān)閉旁路擋板，低負(fù)荷時(shí)根據(jù)煙溫提升需求，按比例打開(kāi)旁路擋板，用高溫的旁路煙氣加熱省煤器后煙氣，達(dá)到提高脫硝裝置入口煙氣的目的。

圖1 省煤器煙氣旁路系統(tǒng)示意圖

2.2 省煤器給水旁路

在省煤器給水入口引出一路給水旁路(見(jiàn)圖2)，低負(fù)荷時(shí)按比例打開(kāi)給水旁路調(diào)節(jié)閥，讓一部分給水繞過(guò)省煤器直接進(jìn)入水冷壁，通過(guò)分流給水流量的方式減少省煤器吸熱，以提高脫硝裝置入口溫度。

圖2 省煤器給水旁路系統(tǒng)示意圖

2.3 分級(jí)省煤器

把省煤器分為上下兩級(jí)(見(jiàn)圖3)，上級(jí)(熱端)省煤器布置在脫硝裝置入口上游，下級(jí)(冷端)省煤器布置在脫硝裝置出口下游，相當(dāng)于脫硝裝置入口煙氣從省煤器中間抽取，提高了各個(gè)負(fù)荷下脫硝裝置的入口煙溫。

圖3 省煤器分級(jí)系統(tǒng)示意圖

2.4 設(shè)置“0號(hào)”高加

在汽輪機(jī)高壓缸上增加一個(gè)抽汽口，并增設(shè)一級(jí)高壓加熱器。當(dāng)負(fù)荷降低時(shí)，投入這級(jí)增加的高壓加熱器，通過(guò)提高給水溫度，減小給水與省煤器煙氣的平均溫差，達(dá)到減小換熱量提高脫硝裝置入口煙溫的目的。這級(jí)高壓加熱器只在低負(fù)荷下運(yùn)行。

另一種與“0號(hào)”高加相近的思路，是在汽輪機(jī)上設(shè)置一個(gè)壓力高于1段抽汽的抽汽口(可稱(chēng)為0段抽汽)。在額定工況下，0段抽汽口不使用，當(dāng)?shù)拓?fù)荷煙溫不滿(mǎn)足脫硝運(yùn)行時(shí)，把1段抽汽切換到0段抽汽。同樣，可以提高給水溫度而間接提高煙氣溫度。這種思路，提高煙氣溫度的效果與“0號(hào)”高加相同，但是可以減少1臺(tái)高加的設(shè)備投資。

2.5 省煤器中間集箱流量調(diào)節(jié)方案

在省煤器合適的中間位置設(shè)置一個(gè)中間集箱，給水設(shè)置一路帶調(diào)節(jié)閥的旁路直接進(jìn)入中間集箱。通過(guò)調(diào)節(jié)旁路的給水流量改變中間集箱以下省煤器受熱面的吸入量，從而改變省煤器后排煙溫度。此方案的效果與給水旁路方案相似。

2.6 省煤器給水再循環(huán)方案

在省煤器進(jìn)口與出口之間設(shè)置再循環(huán)旁路，通過(guò)循環(huán)泵改變?cè)傺h(huán)的給水比例，改變省煤器進(jìn)口給水溫度，間接改變省煤器出口煙氣溫度。

3 寬負(fù)荷脫硝技術(shù)方案對(duì)比分析

各種寬負(fù)荷脫硝技術(shù)方案各有優(yōu)勢(shì)和不足，新建和改造機(jī)組選取方案也會(huì)有差異?，F(xiàn)從提高煙溫手段、煙溫調(diào)節(jié)范圍、滿(mǎn)足脫硝負(fù)荷、對(duì)鍋爐效率影響、對(duì)水動(dòng)力影響、對(duì)汽輪機(jī)影響、對(duì)催化劑影響、投資費(fèi)用、適用情況等方面對(duì)各種寬負(fù)荷脫硝技術(shù)方案進(jìn)行對(duì)比分析，其分析情況見(jiàn)表2。

表2 各種寬負(fù)荷脫硝技術(shù)方案對(duì)比分析情況

如不考慮對(duì)汽輪機(jī)進(jìn)行改造，可以排除0號(hào)高加的方案。省煤器給水旁路、省煤器中間集箱流量調(diào)節(jié)和省煤器給水再循環(huán)方案均是通過(guò)改變給水側(cè)來(lái)間接改變煙氣溫度，技術(shù)上均可行。目前機(jī)組多采用滑壓運(yùn)行方式，低負(fù)荷下給水汽化溫度隨壓力降低，煙溫調(diào)節(jié)幅度有限。因此，對(duì)于需提高煙溫幅度較小的機(jī)組可考慮這些方案，而對(duì)于需較大幅度提高煙溫的機(jī)組不適合采用這些方案。

省煤器煙氣旁路和分級(jí)省煤器兩種方案均有較寬的煙溫調(diào)節(jié)范圍，其中煙氣旁路調(diào)節(jié)范圍最大。兩種方案煙氣設(shè)計(jì)溫度隨負(fù)荷變化的對(duì)比見(jiàn)圖4。圖中，縱坐標(biāo)為煙氣設(shè)計(jì)溫度(℃)，橫坐標(biāo)為鍋爐的負(fù)荷率(%)，陰影區(qū)域是脫硝催化劑允許的運(yùn)行溫度區(qū)域。

圖4 兩種低負(fù)荷脫硝方案煙氣設(shè)計(jì)溫度

煙氣旁路從鍋爐煙氣豎井低溫蒸汽受熱面與省煤器之間開(kāi)設(shè)煙氣抽出口，讓部分煙氣不經(jīng)過(guò)省煤器，直接從旁路進(jìn)入省煤器下游，兩股不同溫度的煙氣混合后，提高脫硝裝置入口的溫度。理論上煙氣經(jīng)過(guò)旁路的比例越大，脫硝入口煙溫溫度越高。由此帶來(lái)的效應(yīng)是空預(yù)器入口溫度隨之增高，排煙溫度會(huì)升高，鍋爐效率會(huì)降低。經(jīng)估算，600 MW機(jī)組投入煙氣旁路以后，在30%BMCR負(fù)荷時(shí)，鍋爐效率下降1%～1.5%；在50%BMCR負(fù)荷時(shí)，鍋爐效率下降0.2%～0.5%；在較高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，煙氣旁路處于關(guān)斷狀態(tài)，理論上不會(huì)降低鍋爐效率。但是，旁路擋板或多或少存在關(guān)閉不嚴(yán)的情況，會(huì)有部分煙氣泄漏，鍋爐效率也會(huì)降低。

分級(jí)省煤器是減少原有省煤器冷端部分受熱面，減少煙氣與給水換熱量，使各個(gè)負(fù)荷下脫硝裝置入口煙氣溫度都得到提高，在較低負(fù)荷下仍能滿(mǎn)足噴氨溫度要求。煙氣經(jīng)過(guò)脫硝以后，溫度近似不變，為了減少排煙損失，在脫硝與空預(yù)器入口之間增設(shè)一級(jí)省煤器。增設(shè)的省煤器的換熱量與原有省煤器減少的換熱量相同時(shí)，空預(yù)器入口煙溫與原設(shè)計(jì)值一致，因此鍋爐效率不受影響。分級(jí)省煤器是一種被動(dòng)改變煙溫的方案，兩級(jí)省煤器的比例一旦確定，投產(chǎn)之后就不能再改變，各個(gè)負(fù)荷下脫硝裝置入口煙氣溫度都會(huì)有一定比例提高。熱端省煤器面積越小，脫硝裝置入口煙氣溫度越高，過(guò)于追求更低負(fù)荷下脫硝，熱端省煤器面積偏小時(shí)，可能會(huì)造成滿(mǎn)負(fù)荷工況下脫硝裝置入口煙氣溫度超過(guò)催化劑許用溫度上限值。脫硝裝置入口煙氣溫度越高，催化劑的使用壽命越短。催化劑更換費(fèi)用是脫硝裝置運(yùn)行成本的重要組成部分，會(huì)帶來(lái)電廠維護(hù)成本的增加。因此，既要考慮低負(fù)荷(30%～50%BMCR)下能滿(mǎn)足噴氨要求，又要保證滿(mǎn)負(fù)荷工況下脫硝裝置入口煙氣溫度不超過(guò)催化劑許用溫度上限值，就應(yīng)控制熱端省煤器面積比例不能太小。

對(duì)比省煤器煙氣旁路和分級(jí)省煤器兩個(gè)改造方案，省煤器煙氣旁路方案具有投資相對(duì)較低、調(diào)節(jié)幅度較寬的優(yōu)點(diǎn)。但是，對(duì)鍋爐效率影響較大，不符合節(jié)能減排的要求，同時(shí)煤耗增加對(duì)運(yùn)行成本影響較大。分級(jí)省煤器兩級(jí)面積分配比例恰當(dāng)，既能滿(mǎn)足低負(fù)荷投運(yùn)脫硝的要求，又兼顧催化劑壽命與脫硝裝置投運(yùn)率兩方面要求，還不影響鍋爐效率，但投資費(fèi)用較高。

4 結(jié)論

對(duì)于新建機(jī)組，兼顧鍋爐效率、催化劑壽命與脫硝裝置投運(yùn)率方面的要求，優(yōu)先選用省煤器分級(jí)布置方案。

對(duì)于改造機(jī)組，如需要提高煙溫的幅度較小，可以選用投資較小的給水旁路、省煤器中間集箱流量調(diào)節(jié)、省煤器給水再循環(huán)等方案；在都能滿(mǎn)足要求的情況下，從運(yùn)行操作和運(yùn)維成本考慮，優(yōu)先選用省煤器給水旁路或省煤器中間集箱流量調(diào)節(jié)。如需要提高煙溫的幅度較大，可選用煙氣旁路或省煤器分級(jí)布置。其中，如脫硝裝置后有足夠的空間時(shí)，優(yōu)先考慮選用省煤器分級(jí)布置；如脫硝裝置后空間較小，無(wú)法安裝分級(jí)省煤器時(shí)，則考慮選用煙氣旁路。

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