燃煤机组深度调峰对环保设施的影响分析及对策

燃煤机组深度调峰对环保设施的影响分析及对策曲立涛;李超;于洪海;王德鑫【摘要】受电源结构改变及用电需求增长放缓等因素影响，在网运行燃煤机组按照电网调度命令超常规调峰的频次、时间、深度都在增加.深度调峰不仅考验机组运行的可靠性和经济性，对环保设施的稳定运行及污染物的达标排放造成影响.该文通过总结分析机组低负荷运行时的工况条件，对比各环保设施运行特性，较为详细分析了深度调峰对环保设施的影响及对策.【期刊名称】《东北电力技术》【年(卷)，期】2016(037)010【总页数】4页(P38-40,44)【关键词】燃煤机组;深度调峰;环保设施;影响【作者】曲立涛;李超;于洪海;王德鑫【作者单位】华电电力科学研究院东北分院，辽宁沈阳110179;华电电力科学研究院东北分院，辽宁沈阳110179;华电电力科学研究院东北分院，辽宁沈阳110179;华电电力科学研究院东北分院，辽宁沈阳110179【正文语种】中文【中图分类】TM621受电源结构改变、经济发展增速下滑、用电需求增长放缓、装机规模逐年增加等因素影响，近年东北地区出现较严重的电力供大于求局面，电力消纳及系统调峰困难。到2014年6月底，东北电网装机容量已突破1.16X105MW，但全网最大负荷仅5.64x104MW，最小低谷负荷仅3.81X104MW，日平均最大负荷4.8x104MW,电源负荷比达到2倍，在网运行机组按照电网调度命令超常规调峰，负荷低于50%调峰的频次和时间加长，甚至个别时段深度调峰达到65%。东北电网热电机组比重过高，调峰资源严重不足，电源结构不合理的问题逐年加重。目前，东北电网热电机组中火电机组占近70%，而作为电力调峰主力的大型纯凝火电机组及水电机组占比仅28%。这一比例低于全国平均水平，更远远低于世界发达国家调峰电源的装机比重。在深度调峰期间，机组运行积极性严重下降，运行工况持续恶化，其对环保设施存在不可忽视的影响，随着我国环保政策日趋严格，对燃煤电厂环保设施的运行状态及投运率也提出了更高的要求，任何影响环保设施运行的因素都是不可忽视的。因此，掌握机组在深度调峰期间对环保设施的影响及对策是十分必要的。在机组深度调峰运行过程中，锅炉负荷的变化会引起烟气量、烟气温度、烟气流场以及烟气组分的变化，从而改变SCR脱硝催化剂所处的烟气环境。锅炉低负荷运行，对脱硝系统主要带来以下几个方面的问题。2.1烟气温度降低烟气温度是影响SCR系统NOx脱除率的重要因素，SCR反应的设计温度为300~400OC，最佳反应温度为350~370OC，但对于某个特定的装置，其设计温度范围会窄一些，通常是按锅炉正常运行状态下的省煤器出口烟气温度范围设计[1]。烟气温度过高会导致催化剂活性成分损失，并增加脱硝装置SO3转化率。烟气温度过低会影响NH3与NOx的反应活性，未与NOx完全反应的NH3会与烟气中的水蒸气、SO3在一定条件下反应生成NH4HSO4。液态下的NH4HSO4是一种具有极强腐蚀性的粘性物质[2],对下游设备造成腐蚀与堵塞，严重时影响机组安全运行。图1分别为300MW亚临界、600MW超临界、1000MW超超临界机组省煤器出口温度与负荷关系曲线。从图1中可以看出，600MW超临界机组负荷低于50%时就存在脱硝入口温度低，脱硝设备退出问题［3］。SCR反应器入口流场改变机组负荷的变化将引起磨机运行组合方式、锅炉配风方式等调整，这也必将引起SCR反应器入口流场的改变，如图2、图3所示，高、低负荷下SCR反应器入口流场分布差异较大，流速场分布的均匀性及分布特点也明显不同。但在SCR装置设计之初，其入口烟道导流板及静态混合器的布置方式与数量是在满负荷工况基础上进行设计。在深度调峰运行时，省煤器出口烟道处流场发生改变，反应器入口导流板及静态混合装置所起到的效果欠佳。SCR反应器入口NOx浓度场改变深度调峰时间机组处于极低负荷运行，为了保证燃烧需要加大风量，导致锅炉运行氧量增加，锅炉运行氧量变化是NOx排放浓度的重要影响因素，氧量增加，锅炉NOx排放浓度呈线性增加。锅炉负荷也是NOx排放浓度的主要影响因素，其影响的程度取决于负荷和相应负荷下的运行氧量水平［4］。图4、图5分别为不同锅炉负荷、氧量工况下SCR反应器入口NOx浓度分布情况。可以看出，不同负荷工况下，。日反应器入口NOx浓度值以及分布规律存在较大差异。而AIG喷射系统各喷氨支管的阀门开度往往在调试或优化调整过程中，根据机组满负荷工况下SCR反应器入口NOx浓度分布情况进行了有针对性的调整。在SCR反应器入口NOx浓度分布情况发生较大改变时，SCR反应器入口NH3/NOx摩尔比将出现较大偏差，导致局部喷氨过量或喷氨不足，严重影响脱硝效率及氨逃逸率。2.4投油稳燃对SCR催化剂的影响机组深度调峰时，原则上不投油燃烧或等离子系统，但在实际操作过程中，会根据燃烧状况决定是否投油稳燃或投入等离子系统，以保证锅炉燃烧的稳定。部分电厂在深度调峰期间每天会进行一次油枪投入试验，以确保油枪可靠备用［5］。机组投油燃烧对SCR系统安全稳定性影响较大，主要在于投入的燃油很难完全燃尽，未完全燃尽的燃油会随烟气流动附着在脱硝催化剂表面，逐渐累积并黏滞吸附烟尘，造成催化剂堵塞及失活，脱硝效率下降，系统阻力增加，影响脱硝系统的稳定运行。更为严重的后果是催化剂长期在极低负荷下粘附了油，当机组恢复到正常负荷时催化剂表面附着的油污存在爆燃风险，情况严重时会将催化剂烧毁，南方某电厂脱硝系统已发生过类似情况造成机组非停。所以在锅炉投油稳燃时，应加强催化剂吹灰器吹扫频率，将催化剂表面富集的未燃尽的碳及油污一并吹走。深度调峰时尽量避免锅炉投油稳燃，应急投油稳燃时应注意调整锅炉燃煤或燃油燃尽度。目前，我国燃煤电厂除尘系统主要采用电除尘、袋式除尘、电袋复合除尘器三种形式。机组深度调峰时的运行工况对不同形式除尘器的影响不尽相同。首先，就电除尘器而言，在机组不投油稳燃运行时，由于烟温降低，粒子的荷电能力大幅提高，烟尘的比电阻减小，粒子的荷电能力大幅提高，且除尘器入口烟气量降低，除尘器的实际比集尘面积增大，烟气在除尘器内停留时间变长。综合来看，会对除尘器造成有利的影响。而在机组低负荷投油稳燃运行工况下，油污伴随飞灰一同进入电除尘器。飞灰量远大于油污的量，虽然由于油污的存在飞灰粘性增加，但在一定的振打加速度下反而有利于极板上飞灰的成块剥落，减少二次扬尘［6］。值得注意的是，在投油稳燃阶段，电除尘器运行应按照合理的运行方式适当提高振打频率、加大输灰粒度，避免油污及飞灰粘附在极板、极线上，造成电晕线肥大和极板粉尘堆积，使工作电压升高，导致除尘效率下降。对于袋式除尘器而言，由于不同材质滤袋对烟气温度的要求不同，在滤袋选型时需要考虑其最低的运行温度。为防止布袋酸结露造成腐蚀损坏，在机组处于深度调峰运行时，需要考虑除尘器入口烟气温度在露点温度10~20°C以上运行。同时也要考虑投油稳燃时，未燃尽的油污会有一定量最终附着在布袋上，造成布袋微孔堵塞，长期运行除尘器压差增大，除尘器效率大幅降低。机组正常启停机过程中，会通过预涂灰减少油污的影响，而深度调峰的时间较长，可通过加强布袋反吹来缓解此问题。机组深度调峰运行时，由于脱硫入口烟气温度、烟气量都呈现降低的趋势，对没有烟气换热器（GGH）的脱硫系统，主要蒸发量是烟气蒸发，所以在低负荷时烟气带水量就会减少，导致吸收塔液位升高。对此，最主要的方法减少除雾器冲洗次数，减少供浆量；其次检查备用设备机封水要关闭，以减少系统进水量；同时可以加大脱水系统运行，加大废水排放量。对有烟气换热器的脱硫系统，烟气带走水分少，所以高负荷低负荷对水平衡没有太大影响。然而低负荷下的脱硫节能空间较大，建议通过调整循环泵组合方式进一步运行优化，探索在不同工况下实现脱硫系统节电降耗的最佳循环泵组合方式，在保证SO2达标排放的前提下，可以有效降低脱硫系统厂用电率，实现FGD的经济性运行。研究表明[7],机组长时间处于投油稳燃的状态下，未燃尽的油污会有一部分被烟气带入脱硫塔，导致浆液中油污及其他杂质含量增加，造成石灰石的掩蔽和致盲，最终会造成石灰石利用率降低，吸收塔浆液密度升高，石膏排放困难。另外，油污进入吸收塔浆液后，在浆液表面形成油膜，引起浆液表面张力增加，从而使浆液表面起泡，并形成虚假液位，造成吸收塔溢流。严重时会导致浆液倒灌原烟气烟道，造成增压风机故障，脱硫退运。在实际的运行中，为了减少该方面的影响，需要采用加大石膏脱水与脱硫废水排放，补充新鲜水逐步将吸收塔浆液进行置换的运行方式。机组处于深度调峰且不投油稳燃的情况下，对于除尘器和脱硫系统的负面影响较小，但对于脱硝系统的影响较大，可以通过考虑脱硝宽负荷改造、AIG优化调整等措施减少深度调峰对其的影响。机组不投油稳燃，对环保设备的影响是可以预知且是可控的，然而在深度调峰投油稳燃的运行工况下，脱硝、除尘器、脱硫系统均存在较大影响及安全隐患，虽然可以通过采用适当的技术措施和有效的防护手段以减少影响、降低风险，但各厂系统设备不同、运行人员素质存在差异，因此结果较难控制。考虑到投油对环保设备的不利影响，建议在进行机组深度调峰时，应将最低负荷的目标值及控制值设定在不需要投油稳燃的状态。【相关文献】[1]黎华敏，柏源.SCR系统在机组低负荷条件下运行对策研究[J].电力科技与环保，2014,30(5):36-37.[2]侯晓东，王磊，林德平，等.烟气脱硝系统NH3逃逸对引风机运行的影响[J].能源与节能,2014,(10):115-118.周宏宝.火电机组宽负荷脱硝技术探讨[J].电子科技，2014,(14):261-262.[4]沈跃云，高小涛，章名耀.1000MW机组锅炉NOx排放浓度与主要运行因数的多元线性回归[J].电力建设，2011,32(8):18-23.[5]杨学良.300MW机组深度调峰存在的危险及防范[J].电力安全技术，2009,11(9)