转载–燃煤机组深度调峰环保设备安全运行策略研究

摘要：随着新能源的发展，燃煤机组深度调峰成为了常态化现象。燃煤机组深度调峰时，环保设备需兼顾安全运行与节能运行。阐述了机组在深度调峰时，脱硝、脱硫、除尘设施所遇到的关键问题及应对方案，包括必要的技改及调整运行的措施，同时提出了节能运行方案，为环保设备如何应对机组深度调峰提供借鉴。

关键词：深度调峰；宽负荷；额定负荷；环保设备

2018年3月23日，国家发展改革委员会下发《国家发展改革委国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导意见》（发改能源〔2018〕364号）中提出，据不同地区调节能力需求，科学制订各省、直辖市、自治区火电灵活性提升工程实施方案，对已纳入灵活性改造范围的火电机组，未按时完成改造或未达到规定调节效果的，将暂时削减其计划发电量。目前燃煤发电机组调峰已经成为常态化，而且调峰负荷越来越低，部分省份已要求调峰时需要达到机组的20%BMCR（锅炉最大连续蒸发量）负荷，这给环保设备带来一定的压力。

1 深度调峰脱硝系统注意事项及建议

脱硝系统的投运受入口烟气温度的限制，部分机组20%～30%负荷时，脱硝入口烟气温度仅270℃左右，低于最低喷氨温度（一般为300℃），影响催化剂的使用效果，降低脱硝效率，且氮氧化物（NOx）与氨气（NH3）反应不充分，易因氨逃逸较大产生大量的具有黏性的硫酸氢铵（NH4HSO4），造成催化剂及空预器的堵塞[1-3]。所以当SCR入口烟温低于下限值时，一般电厂均设置SCR退出运行。目前国内环保要求异常严格，按小时均值考核电厂，SCR退出运行，不仅影响到超低排放电价的获取和机组的年利用时间，甚至造成环保事件，因此脱硝系统需要进行宽负荷技术改造。

目前国内燃煤电厂锅炉宽负荷脱硝主要的改造技术方案共有4种：省煤器烟气旁路方案、省煤器给水旁路方案、省煤器入口热水再循环方案、省煤器分级改造方案[4-8]。

以一300MW亚临界机组为例，对各种宽负荷脱硝改造方案的技术经济进行简单对比，对比结果如表1所示。

根据锅炉负荷与SCR入口烟温的关系，需明确SCR入口烟温的提升量，选用合适的技术工艺，避免改造后不能适应当地调峰负荷的要求[9-10]。

2 深度调峰除尘系统注意事项及建议

2.1 未燃尽燃油

锅炉深度调峰至20%额定负荷，大部分锅炉需要投油来稳燃。

未燃尽燃油易黏附在电除尘器极线、极板上，影响电除尘器的荷电与收尘，降低除尘器效率，造成烟尘超排。在投油阶段，电除尘器极线、极板等内件上必然残留原来收集的飞灰，投油时收集的油污沾染在飞灰表面，并不会直接与金属表面接触，因此较高的振打频率可以保证振打效果。

未燃尽燃油易黏附在滤袋上，造成袋式（电袋）除尘器阻力大幅上升，尤其当负荷切换至高负荷时，阻力增长将比较明显。

2.2 二次燃烧

未燃尽燃油及煤粉在除尘器内聚集，易引起二次燃烧，损坏设备，尤其是布袋，建议加强对除尘器出入口烟气温度的监控。

2.3 加强输灰

除尘器输灰工作，将灰斗内的灰及时输送走，避免未燃尽燃油及煤粉在灰斗内聚集复燃。

2.4 低温省煤器

将低温省煤器出口烟温控制在设计值范围内，避免过度换热而导致烟气温度低于酸露点，造成低温省煤器及后续设备腐蚀。

3 深度调峰脱硫系统注意事项及建议

3.1 脱硫水平衡

由于机组深度调峰，烟气量较少，且脱硫入口烟温降低，烟气带走的水量将大幅减少，而脱硫系统进入水量包括循环泵机封水、设备冷却水、除雾器冲洗水、真空泵密封水等，减少有限，脱硫系统液位无法控制，造成浆液溢流、除雾器无法冲洗等问题。对300MW机组、600MW机组及1000MW机组满负荷及20%负荷烟气带水量进行计算，详情如图1所示。

300MW机组，入口烟温120℃，满负荷时大约蒸发49t/h水，若按照20%额定负荷运行，不考虑入口烟温下降因素，则能带走约10t/h水；600MW机组，入口烟温120℃，满负荷时大约蒸发86t/h水，若按照20%额定负荷运行，不考虑入口烟温下降因素，则能带走约17t/h水；1000MW机组，入口烟温120℃，满负荷时大约蒸发118t/h水，若按照20%额定负荷运行，不考虑入口烟温下降因素，则能带走约24t/h水。

以300MW机组为例，若烟气仅能带走10t/h水，建议循环泵机封水、氧化风机冷却水、真空泵密封水单独收集，并且需要减少除雾器冲洗水。其中需重点考虑的影响因素为除雾器冲洗水量，若除雾器冲洗水量较大，冲洗可能导致溢流；若不冲洗，除雾器可能结垢堵塞，短时间影响较小，但若持续时间达到48h，甚至更长，水平衡问题将较为严重。针对这一情况，可将除除雾器冲洗水以外的其他水收集到地坑，然后通过地坑泵输送至事故浆液箱或临时的暂存箱，若有低温省煤器，建议停止低温省煤器的投运，提高吸收塔入口烟温，增强烟气带水能力。

3.2 浆液pH值

由于除雾器冲洗受到限制，建议将pH值严格控制在5.8以内，避免除雾器结垢堵塞。

目前大部分脱硫系统均安装了气流均布装置或托盘，但在低负荷下，托盘有时不能发挥气流均布的作用，因此托盘烟气大的区域易烘干沉积在该区域的浆液，导致部分区域结垢、堵塞；若机组切换到高负荷，则导致系统阻力大幅增加，建议将pH值严格控制在5.8以内，以保证半水亚硫酸钙在浆液中的溶解度，避免大量半水亚硫酸钙在托盘上析出沉积。

3.3 液位

适当降低液位运行，避免因脱硫水平衡无法控制而导致浆液溢流。

3.4 浆液起泡

锅炉投油必然有未燃尽的油污及煤粉进入吸收塔，因此吸收塔会发生起泡现象，通常泡沫呈现黑色，泡沫影响吸收塔液位显示，一般运行控制画面上的液位将高于吸收塔的真实液位，从而导致吸收塔起泡溢流。由于燃油及煤粉较轻，在吸收塔内难以快速消除，起泡现象将会持续较长时间。针对这种情况，建议适当添加消泡剂。

3.5 浆液品质恶化

若机组20%额定负荷常态化，未燃尽燃油及煤粉则会在吸收塔内大量积累，导致吸收塔浆液品质恶化，甚至中毒，产生脱硫效率下降、石膏品质下降、浆液品质无法满足突然带高负荷要求的不良后果。其主要原因为浆液中的油污易在石灰石、亚硫酸等固相颗粒的表面形成一定的油膜，将石灰石与液相隔离，出现“石灰石致盲”现象，阻碍了石灰石的溶解，从而导致浆液pH值降低和脱硫效率降低；将亚硫酸盐与O2隔离，石膏结晶和析出受到阻碍，影响石膏的生成与石膏品质。常出现的现象为对吸收塔进行供浆，吸收塔pH值并未升高，反而降低，说明吸收塔浆液已经出现中毒现象。针对这些情况，建议加大脱硫废水的排放、降低浆液密度，必要时进行浆液置换。

3.6 CEMS烟气量测量

烟气量大幅下降，易造成CEMS（烟气自动监控系统）处烟气偏流、烟气量测量不准确，最终导致排放量的计量不准确。

4 深度调峰环保设备节能运行

4.1 除尘器节能运行改造技术路线

锅炉深度调峰至20%额定负荷，烟气量大幅减少，相对而言除尘器比集尘器面积大，从节能角度出发，除尘器可降低参数运行。对除尘器进行运行参数优化智能控制改造，机组在低负荷运行时，自动调整电场运行参数，实现除尘器节能优化运行。

4.2 脱硫系统节能运行改造

a）优化浆液循环泵组合运行方式，在保证总排口SO2达标排放的情况下，降低浆液循环泵运行电耗；

b）对石灰石浆液泵进行变频改造，达到精细化供浆，避免石灰石浆液过量补给造成浪费；

c）通过对氧化风机系统进行变频改造，采用氧化还原电位或氧化风需求软策略等指标控制氧化风机随脱硫需求运行，降低氧化风机运行电耗。

5 结语

在燃煤机组调峰成为常态化的背景下，环保设备的正常运行至关重要。脱硝系统需要采用宽负荷脱硝技术改造，提高脱硝入口烟温至最低喷氨温度以上，保证脱硝系统能够正常投运。除尘器需要注意减少未燃尽的煤粉及燃油在除尘器内或灰斗内富集，造成二次燃烧。脱硫系统需注意保证脱硫的水平衡，避免浆液溢流；同时加强废水的排放，减少杂质的积累，避免造成浆液品质恶化甚至中毒。

由于机组深度调峰，烟气量大幅下降，即在污染物总量下降的条件下，在关注环保设备能够正常运行的同时，需要兼顾节能降耗运行。