采用#0高加對(duì)火電機(jī)組脫硝方案的經(jīng)濟(jì)效益影響

李冉

中國(guó)電力工程顧問集團(tuán)華東電力設(shè)計(jì)院有限公司

0 引言

全球經(jīng)濟(jì)的高速發(fā)展以及資源的日益緊張，發(fā)展低碳高效的節(jié)能技術(shù)已成為全球能源行業(yè)的首要任務(wù)。2015年12月，國(guó)家發(fā)改委、能源局、環(huán)保部下發(fā)了關(guān)于印發(fā)《全面實(shí)施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》通知（環(huán)發(fā)[2015]164號(hào)）。根據(jù)《通知》精神要求，到2020年，全國(guó)所有具備改造條件的燃煤電廠力爭(zhēng)實(shí)現(xiàn)超低排放。

目前，我國(guó)燃煤機(jī)組普遍采用選擇性催化還原（SCR）法進(jìn)行煙氣脫硝，當(dāng)機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，機(jī)組熱效率下降，同時(shí)會(huì)使NOX排放增加[1]。為進(jìn)一步落實(shí)節(jié)能減排，滿足更高標(biāo)準(zhǔn)的排放指標(biāo)，一些燃煤電廠進(jìn)行了一系列脫硫脫銷綜合升級(jí)改造。鍋爐的寬負(fù)荷脫硝技術(shù)是一種新型節(jié)能的脫硝改造技術(shù)。當(dāng)機(jī)組處于低負(fù)荷時(shí)，省煤器中水溫下降，導(dǎo)致出口煙氣溫度相應(yīng)下降，為防止低溫?zé)煔鈱?duì)催化劑造成腐蝕，脫硝裝置通常在50%THA負(fù)荷工況下退出運(yùn)行。因此，低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)需提高機(jī)組省煤器出口煙氣溫度，才能確保脫硝設(shè)備運(yùn)行。由于省煤器端差的因素，如何在機(jī)組低負(fù)荷時(shí)提高給水溫度，是目前實(shí)現(xiàn)寬負(fù)荷脫硝的關(guān)鍵。

1 節(jié)能技術(shù)

1.1 常規(guī)回?zé)嵯到y(tǒng)

在常規(guī)火力發(fā)電廠中，通常配置回?zé)嵯到y(tǒng)，利用汽輪機(jī)各級(jí)抽汽通過加熱器逐級(jí)加熱凝結(jié)水和給水，以提高熱力系統(tǒng)循環(huán)效率[2]。該配置中，各級(jí)加熱器與汽輪機(jī)的各級(jí)抽汽通常是一一對(duì)應(yīng)，見圖1?；?zé)嵯到y(tǒng)的回?zé)嵝逝c最佳回?zé)峤o水溫度有關(guān)，而給水溫度與抽汽的壓力成正比，抽汽壓力越高，給水溫度越高。受熱力系統(tǒng)設(shè)備結(jié)構(gòu)等條件限制，目前高參數(shù)機(jī)組，特別是超臨界和超超臨界機(jī)組，在最大負(fù)荷工況下，機(jī)組的給水溫度一般都明顯低于理論最佳回?zé)釡囟取?/p>

圖1 常規(guī)回?zé)嵯到y(tǒng)示意圖

汽輪機(jī)是滑壓運(yùn)行，隨著機(jī)組負(fù)荷的下降，汽輪機(jī)抽汽壓力隨之下降，回?zé)嵯到y(tǒng)的給水溫度也隨之降低。雖然低負(fù)荷最佳回?zé)釡囟瓤梢韵鄬?duì)升高，但受各級(jí)加熱器與汽輪機(jī)的各級(jí)抽汽所對(duì)應(yīng)回?zé)嵯到y(tǒng)的影響，回?zé)嵝适艿街萍s，從而限制了機(jī)組整體熱力循環(huán)效率。

1.2 寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)技術(shù)

為提高機(jī)組在低負(fù)荷工況的效率，針對(duì)熱力系統(tǒng)運(yùn)行特點(diǎn)，開發(fā)了寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)技術(shù)[3]，其基本原理如圖2所示。

圖2 增設(shè)#0高加給水溫度方案系統(tǒng)圖

該技術(shù)回?zé)嵯到y(tǒng)配置了#0高加，在機(jī)組部分負(fù)荷工況時(shí)，#0高加投入運(yùn)行，可有效提高給水溫度，使其接近最佳回水溫度，提高機(jī)組效率，經(jīng)濟(jì)效益明顯；在機(jī)組處于高負(fù)荷時(shí)，由于#0高加投入運(yùn)行時(shí)給水溫度升高有限，同時(shí)降低機(jī)組出力，影響機(jī)組滿發(fā)。因此，可在高負(fù)荷工況時(shí)逐漸將#0高加退出，機(jī)組寬負(fù)荷運(yùn)行范圍的綜合效率將得到提高。

在鍋爐燃燒和SCR催化反應(yīng)中都會(huì)產(chǎn)生SO3，當(dāng)SCR溫度較低時(shí)，煙氣中的SO3會(huì)與NH3反應(yīng)造成催化劑表面銨鹽沉積，覆蓋催化劑有效活性面積，使系統(tǒng)性能受到影響，反應(yīng)方程式如下：

因此要根據(jù)機(jī)組運(yùn)行情況與設(shè)計(jì)條件限制運(yùn)行溫度，各溫度限值的關(guān)系見圖3。

圖3

溫度限制的定義：

·MXOT：最高運(yùn)行溫度——430℃

該溫度定義了SCR可連續(xù)運(yùn)行的最高溫度，超過該溫度，就會(huì)產(chǎn)生催化劑高溫?zé)Y(jié)，從而降低催化劑的活性。該溫度限值取決于催化劑的熱穩(wěn)定性。

·MOT：最低運(yùn)行溫度——320℃

該溫度定義了SCR可連續(xù)運(yùn)行的最低溫度，在這個(gè)溫度以上不會(huì)發(fā)生銨鹽沉積，因此從MOT到MXOT為無(wú)限制連續(xù)運(yùn)行溫度區(qū)。該溫度取決于NH3和 SO3的濃度。

·MIT：噴氨溫度

該溫度定義了噴氨系統(tǒng)啟動(dòng)與停止的臨界狀態(tài)。

·RT：恢復(fù)溫度

機(jī)組短時(shí)間運(yùn)行在MIT與MOT中間的溫度下，會(huì)產(chǎn)生少量銨鹽，可通過機(jī)組在恢復(fù)溫度以上運(yùn)行一定時(shí)間后分解銨鹽恢復(fù)催化劑性能。如果長(zhǎng)時(shí)間停留在低溫區(qū)，或在短期內(nèi)頻繁地陷入低溫區(qū)運(yùn)行，即使再回到高溫區(qū)，性能也難以恢復(fù)，其結(jié)果將使催化劑壽命縮短。

綜上所述，由于受到物理化學(xué)因素的限制，一般要求最低噴氨溫度在315℃～320℃以上。上述溫度與催化劑反應(yīng)溫度的相關(guān)性不大，主要是受到煤質(zhì)因素的影響，且難于改變，可通過提高低負(fù)荷工況下的反應(yīng)器入口溫度予以改善。

目前，國(guó)內(nèi)改造工程中常用的寬負(fù)荷脫硝技術(shù)主要包括：

·煙氣側(cè)調(diào)溫旁路

·省煤器水側(cè)旁路

·省煤器分段布置

·增設(shè)寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)提高給水溫度

采用寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)可以提高給水溫度，在不同負(fù)荷下，平均給水溫度能維持基本不變。因此，在低負(fù)荷下，給水溫度相對(duì)顯著提高，省煤器出口煙氣溫度亦相對(duì)升高，即使在最低負(fù)荷下進(jìn)入脫硝系統(tǒng)反應(yīng)器的入口煙氣溫度仍然能確保大于320℃，使催化劑安全運(yùn)行，從而使脫硝系統(tǒng)（SCR）在最低穩(wěn)燃以上負(fù)荷范圍內(nèi)不再需要退出運(yùn)行，提高了脫硝系統(tǒng)的利用率，顯著提升了機(jī)組的環(huán)保水平，減少了排放量。

2 實(shí)例分析

以江蘇某1 000MW火電機(jī)組為例，分析采用寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)后脫硝工藝的經(jīng)濟(jì)效益變化。

2.1 設(shè)置寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)

2.1.1 #0高加方案說明

寬負(fù)荷回?zé)嵯到y(tǒng)即為該機(jī)組增設(shè)了#0高加，該高加的設(shè)計(jì)參數(shù)見表1，結(jié)構(gòu)特性見表2。

表1 #0高加設(shè)計(jì)參數(shù)

2.1.2 節(jié)能經(jīng)濟(jì)性分析

根據(jù)該電廠初始熱平衡圖，不設(shè)置#0高加時(shí)，其經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)見表3。

表2 #0高加結(jié)構(gòu)特性

表3 初始經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)

設(shè)置#0高加后的水溫及熱耗變化情況見表4。

表4 設(shè)置#0高加后的水溫及熱耗變化情況表

設(shè)置#0高加后，省煤器入口給水溫度提升，鍋爐排煙溫度相應(yīng)提高，因此鍋爐效率是下降的。給水溫度提升越多，其鍋爐效率下降越多，經(jīng)估算90%THA、75%THA、50%THA工況下鍋爐效率分別下降約0.08%、0.12%、0.12%。

最終得到設(shè)置#0高加后的機(jī)組經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，見表5。

表5 設(shè)置#0高加后經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)

由表5可見，按標(biāo)煤價(jià)格803元/t計(jì)算，設(shè)置#0高加后從循環(huán)效率角度看，本項(xiàng)目每年可節(jié)約成本132.5萬(wàn)元/臺(tái)機(jī)組。

2.2 設(shè)置寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)對(duì)脫硝裝置投運(yùn)的影響

2.2.1 設(shè)置寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)對(duì)給水溫度的變化

設(shè)置寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)后，省煤器出口煙溫及省煤器進(jìn)出口給水溫度變化見表6。

表6 省煤器出口煙溫及省煤器進(jìn)出口給水溫度變化

經(jīng)核算，采用#0高加后，在省煤器入口給水溫度升高的情況下鍋爐水冷壁仍處于安全工況。

2.2.2 設(shè)置寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)帶來的脫硝電價(jià)收益

江蘇省的脫硝電價(jià)現(xiàn)行政策：脫硝電價(jià)補(bǔ)貼為0.8分/kWh，機(jī)組50%額定負(fù)荷及以下負(fù)荷區(qū)間脫硝設(shè)施退出運(yùn)行，且相應(yīng)污染物濃度超過限制的時(shí)段，沒收環(huán)保電價(jià)款但可免于罰款。按機(jī)組脫硝裝置的退出運(yùn)行小時(shí)數(shù)55.084h，且平均負(fù)荷450MW，機(jī)組共減少約19.8萬(wàn)元脫硝補(bǔ)貼。

經(jīng)本次改造，可以在穩(wěn)燃負(fù)荷以上實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝，機(jī)組將有19.8萬(wàn)元/年的脫硝電價(jià)補(bǔ)貼。按目前的負(fù)荷率和趨勢(shì)，機(jī)組在未來幾年內(nèi)低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)間將更長(zhǎng)，這部分補(bǔ)貼收益實(shí)際會(huì)更多。

2.2.3 設(shè)置寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)對(duì)脫硝污染物減排收益的影響

改造前，該廠機(jī)組脫硝設(shè)施催化劑因工作溫度受限，各機(jī)組脫硝設(shè)施基本在機(jī)組負(fù)荷達(dá)到50%以上才能投入運(yùn)行，各機(jī)組在啟?；虻拓?fù)荷階段存在氮氧化物排放濃度超標(biāo)的風(fēng)險(xiǎn)。環(huán)保部《關(guān)于執(zhí)行調(diào)整排污費(fèi)征收標(biāo)準(zhǔn)政策有關(guān)具體問題的通知》（環(huán)辦[2015]10號(hào)）規(guī)定，污染物日排放濃度超標(biāo)，該污染物月排污費(fèi)按照月排放量加倍增收。根據(jù)該規(guī)定，該廠2016年因機(jī)組啟停或電網(wǎng)調(diào)度低負(fù)荷運(yùn)行造成氮氧化物日排放濃度超標(biāo)，以致排污費(fèi)加倍增收的現(xiàn)象，直接影響電廠經(jīng)濟(jì)效益。

同時(shí)，根據(jù)國(guó)家發(fā)改委、能源局、環(huán)保部聯(lián)合發(fā)文《關(guān)于實(shí)行燃煤電廠超低排放電價(jià)支持政策有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價(jià)格[2015]2835號(hào))要求，因機(jī)組啟?；螂娋W(wǎng)調(diào)度低負(fù)荷運(yùn)行造成氮氧化物未達(dá)標(biāo)排放，機(jī)組超低排放達(dá)標(biāo)投運(yùn)率低于99%，直接影響電廠超低排放補(bǔ)貼電價(jià)，造成盈利受損。

根據(jù)該廠實(shí)際運(yùn)行情況，2016年因低負(fù)荷脫硝停運(yùn)造成機(jī)組排放日均值超標(biāo)，單臺(tái)機(jī)組全年交付排污費(fèi)（增加）104.2萬(wàn)元。設(shè)置寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)后，單臺(tái)機(jī)組可以節(jié)省排污費(fèi)用104.2萬(wàn)元/年。

2.2.4 設(shè)置寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)的經(jīng)濟(jì)效益分析

設(shè)置寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)靜態(tài)投資約1 213萬(wàn)元，在標(biāo)煤價(jià)格803元/t情況下，單臺(tái)機(jī)組每年的節(jié)能收益為132.5萬(wàn)元，全負(fù)荷脫硝電價(jià)收益為19.8萬(wàn)元，減排收益為104.2萬(wàn)元，總計(jì)256.5萬(wàn)元/年，靜態(tài)投資回收期為4.7年，經(jīng)濟(jì)效益及節(jié)能效果顯著。

3 結(jié)論

采用寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)可提高機(jī)組部分負(fù)荷工況的給水溫度，使給水溫度接近最佳回?zé)釡囟?，從而增加熱力系統(tǒng)回?zé)崃?，減少冷源損失，提高熱力循環(huán)效率，降低機(jī)組供電煤耗。給水溫度提高后，可有效提高部分負(fù)荷時(shí)經(jīng)過省煤器后的煙氣溫度，并可確保SCR系統(tǒng)在寬負(fù)荷范圍內(nèi)處于催化劑的高效區(qū)運(yùn)行狀態(tài)，有效防止了在低負(fù)荷時(shí)脫硝裝置的退出，在為節(jié)能減排作貢獻(xiàn)同時(shí)，也節(jié)約了相應(yīng)的排污費(fèi)用。因此，采用該系統(tǒng)可為燃煤電廠帶來顯著的經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)保收益，具有一定的推廣價(jià)值。