采用#0高加对火电机组脱硝方案的经济效益影响

李冉

中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司

0 引言

全球经济的高速发展以及资源的日益紧张，发展低碳高效的节能技术已成为全球能源行业的首要任务。2015年12月，国家发改委、能源局、环保部下发了关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》通知（环发[2015]164号）。根据《通知》精神要求，到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放。

目前，我国燃煤机组普遍采用选择性催化还原（SCR）法进行烟气脱硝，当机组低负荷运行时，机组热效率下降，同时会使NOX排放增加[1]。为进一步落实节能减排，满足更高标准的排放指标，一些燃煤电厂进行了一系列脱硫脱销综合升级改造。锅炉的宽负荷脱硝技术是一种新型节能的脱硝改造技术。当机组处于低负荷时，省煤器中水温下降，导致出口烟气温度相应下降，为防止低温烟气对催化剂造成腐蚀，脱硝装置通常在50%THA负荷工况下退出运行。因此，低负荷运行时需提高机组省煤器出口烟气温度，才能确保脱硝设备运行。由于省煤器端差的因素，如何在机组低负荷时提高给水温度，是目前实现宽负荷脱硝的关键。

1 节能技术

1.1 常规回热系统

在常规火力发电厂中，通常配置回热系统，利用汽轮机各级抽汽通过加热器逐级加热凝结水和给水，以提高热力系统循环效率[2]。该配置中，各级加热器与汽轮机的各级抽汽通常是一一对应，见图1。回热系统的回热效率与最佳回热给水温度有关，而给水温度与抽汽的压力成正比，抽汽压力越高，给水温度越高。受热力系统设备结构等条件限制，目前高参数机组，特别是超临界和超超临界机组，在最大负荷工况下，机组的给水温度一般都明显低于理论最佳回热温度。

图1 常规回热系统示意图

汽轮机是滑压运行，随着机组负荷的下降，汽轮机抽汽压力随之下降，回热系统的给水温度也随之降低。虽然低负荷最佳回热温度可以相对升高，但受各级加热器与汽轮机的各级抽汽所对应回热系统的影响，回热效率受到制约，从而限制了机组整体热力循环效率。

1.2 宽负荷高效回热系统技术

为提高机组在低负荷工况的效率，针对热力系统运行特点，开发了宽负荷高效回热系统技术[3]，其基本原理如图2所示。

图2 增设#0高加给水温度方案系统图

该技术回热系统配置了#0高加，在机组部分负荷工况时，#0高加投入运行，可有效提高给水温度，使其接近最佳回水温度，提高机组效率，经济效益明显；在机组处于高负荷时，由于#0高加投入运行时给水温度升高有限，同时降低机组出力，影响机组满发。因此，可在高负荷工况时逐渐将#0高加退出，机组宽负荷运行范围的综合效率将得到提高。

在锅炉燃烧和SCR催化反应中都会产生SO3，当SCR温度较低时，烟气中的SO3会与NH3反应造成催化剂表面铵盐沉积，覆盖催化剂有效活性面积，使系统性能受到影响，反应方程式如下：

因此要根据机组运行情况与设计条件限制运行温度，各温度限值的关系见图3。

图3

温度限制的定义：

·MXOT：最高运行温度——430℃

该温度定义了SCR可连续运行的最高温度，超过该温度，就会产生催化剂高温烧结，从而降低催化剂的活性。该温度限值取决于催化剂的热稳定性。

·MOT：最低运行温度——320℃

该温度定义了SCR可连续运行的最低温度，在这个温度以上不会发生铵盐沉积，因此从MOT到MXOT为无限制连续运行温度区。该温度取决于NH3和 SO3的浓度。

·MIT：喷氨温度

该温度定义了喷氨系统启动与停止的临界状态。

·RT：恢复温度

机组短时间运行在MIT与MOT中间的温度下，会产生少量铵盐，可通过机组在恢复温度以上运行一定时间后分解铵盐恢复催化剂性能。如果长时间停留在低温区，或在短期内频繁地陷入低温区运行，即使再回到高温区，性能也难以恢复，其结果将使催化剂寿命缩短。

综上所述，由于受到物理化学因素的限制，一般要求最低喷氨温度在315℃～320℃以上。上述温度与催化剂反应温度的相关性不大，主要是受到煤质因素的影响，且难于改变，可通过提高低负荷工况下的反应器入口温度予以改善。

目前，国内改造工程中常用的宽负荷脱硝技术主要包括：

·烟气侧调温旁路

·省煤器水侧旁路

·省煤器分段布置

·增设宽负荷高效回热系统提高给水温度

采用宽负荷高效回热系统可以提高给水温度，在不同负荷下，平均给水温度能维持基本不变。因此，在低负荷下，给水温度相对显著提高，省煤器出口烟气温度亦相对升高，即使在最低负荷下进入脱硝系统反应器的入口烟气温度仍然能确保大于320℃，使催化剂安全运行，从而使脱硝系统（SCR）在最低稳燃以上负荷范围内不再需要退出运行，提高了脱硝系统的利用率，显著提升了机组的环保水平，减少了排放量。

2 实例分析

以江苏某1 000MW火电机组为例，分析采用宽负荷高效回热系统后脱硝工艺的经济效益变化。

2.1 设置宽负荷高效回热系统

2.1.1 #0高加方案说明

宽负荷回热系统即为该机组增设了#0高加，该高加的设计参数见表1，结构特性见表2。

表1 #0高加设计参数

2.1.2 节能经济性分析

根据该电厂初始热平衡图，不设置#0高加时，其经济性指标见表3。

表2 #0高加结构特性

表3 初始经济性指标

设置#0高加后的水温及热耗变化情况见表4。

表4 设置#0高加后的水温及热耗变化情况表

设置#0高加后，省煤器入口给水温度提升，锅炉排烟温度相应提高，因此锅炉效率是下降的。给水温度提升越多，其锅炉效率下降越多，经估算90%THA、75%THA、50%THA工况下锅炉效率分别下降约0.08%、0.12%、0.12%。

最终得到设置#0高加后的机组经济指标，见表5。

表5 设置#0高加后经济性指标

由表5可见，按标煤价格803元/t计算，设置#0高加后从循环效率角度看，本项目每年可节约成本132.5万元/台机组。

2.2 设置宽负荷高效回热系统对脱硝装置投运的影响

2.2.1 设置宽负荷高效回热系统对给水温度的变化

设置宽负荷高效回热系统后，省煤器出口烟温及省煤器进出口给水温度变化见表6。

表6 省煤器出口烟温及省煤器进出口给水温度变化

经核算，采用#0高加后，在省煤器入口给水温度升高的情况下锅炉水冷壁仍处于安全工况。

2.2.2 设置宽负荷高效回热系统带来的脱硝电价收益

江苏省的脱硝电价现行政策：脱硝电价补贴为0.8分/kWh，机组50%额定负荷及以下负荷区间脱硝设施退出运行，且相应污染物浓度超过限制的时段，没收环保电价款但可免于罚款。按机组脱硝装置的退出运行小时数55.084h，且平均负荷450MW，机组共减少约19.8万元脱硝补贴。

经本次改造，可以在稳燃负荷以上实现全负荷脱硝，机组将有19.8万元/年的脱硝电价补贴。按目前的负荷率和趋势，机组在未来几年内低负荷运行时间将更长，这部分补贴收益实际会更多。

2.2.3 设置宽负荷高效回热系统对脱硝污染物减排收益的影响

改造前，该厂机组脱硝设施催化剂因工作温度受限，各机组脱硝设施基本在机组负荷达到50%以上才能投入运行，各机组在启停或低负荷阶段存在氮氧化物排放浓度超标的风险。环保部《关于执行调整排污费征收标准政策有关具体问题的通知》（环办[2015]10号）规定，污染物日排放浓度超标，该污染物月排污费按照月排放量加倍增收。根据该规定，该厂2016年因机组启停或电网调度低负荷运行造成氮氧化物日排放浓度超标，以致排污费加倍增收的现象，直接影响电厂经济效益。

同时，根据国家发改委、能源局、环保部联合发文《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格[2015]2835号)要求，因机组启停或电网调度低负荷运行造成氮氧化物未达标排放，机组超低排放达标投运率低于99%，直接影响电厂超低排放补贴电价，造成盈利受损。

根据该厂实际运行情况，2016年因低负荷脱硝停运造成机组排放日均值超标，单台机组全年交付排污费（增加）104.2万元。设置宽负荷高效回热系统后，单台机组可以节省排污费用104.2万元/年。

2.2.4 设置宽负荷高效回热系统的经济效益分析

设置宽负荷高效回热系统静态投资约1 213万元，在标煤价格803元/t情况下，单台机组每年的节能收益为132.5万元，全负荷脱硝电价收益为19.8万元，减排收益为104.2万元，总计256.5万元/年，静态投资回收期为4.7年，经济效益及节能效果显著。

3 结论

采用宽负荷高效回热系统可提高机组部分负荷工况的给水温度，使给水温度接近最佳回热温度，从而增加热力系统回热量，减少冷源损失，提高热力循环效率，降低机组供电煤耗。给水温度提高后，可有效提高部分负荷时经过省煤器后的烟气温度，并可确保SCR系统在宽负荷范围内处于催化剂的高效区运行状态，有效防止了在低负荷时脱硝装置的退出，在为节能减排作贡献同时，也节约了相应的排污费用。因此，采用该系统可为燃煤电厂带来显著的经济效益和环保收益，具有一定的推广价值。