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節能型中溫省煤器全負荷脫硝技術探討
作者:管理員    發布于:2017-10-11 09:01:55    文字:【】【】【

  摘要:節能型中溫省煤器全負荷脫硝技術,采用空預器煙氣旁路和水側旁路的雙旁路技術方案,運行中根據SCR入口煙溫情況采取節能模式或煙溫提升模式兩種模式切換運行,實現SCR低負荷脫硝的同時達到節煤的效果,與常規低負荷脫硝技術及低低溫省煤器技術相比具有顯著的節能優勢。

  本公司在某350 MW新建機組采用節能型中溫省煤器全負荷脫硝技術,在40%THA之上負荷采用節能運行模式,在該負荷之下采用煙溫提升運行模式。本技術在THA負荷下可降低煤耗4.13g/kWh,30%THA~40%THA負荷范圍內節煤1.04~1.17g/kWh;常規低低溫省煤器+常規低負荷脫硝技術,在THA負荷下可降低煤耗1.99g/kWh,30%THA~40%THA負荷范圍內增加煤耗0.08~0.75g/kWh。因而無論在高負荷節能模式還是低負荷煙溫提升模式,本技術均具有顯著的節煤效果。

  關鍵詞:全負荷脫硝;節能;中溫省煤器;暖風器

  1 前言

  霧霾已成為重要的環境問題,而NOx是霧霾形成的重要元兇之一。燃煤對我國NOx污染物排放量占比50%之上,而火電廠鍋爐燃煤量占比46%之上。因而火電廠是我國NOx排放的重要源頭之一。為此,我國最新的環保法規(GB13223-2011)對NOx的排放限值作了嚴格要求,且國家三部委在此基礎上提出了《煤電節能減排升級與改造行動計劃》, 將NOx的排放限值降低到50mg/Nm3,實現超凈排放。

  SCR(選擇性催化還原法)脫硝技術是目前燃煤電站鍋爐的主流脫硝技術,SCR催化劑的工作溫度有比較嚴格的要求。溫度過高會引起催化劑表面燒結而降低活性;溫度過低會影響催化劑的催化反應活性,并發生副反應生成硫酸氫銨,粘結在催化劑表面并堵塞孔隙,降低催化劑活性。為此,SCR技術規范通常要求煙氣溫度在320℃~420℃行脫硝反應。

  通常情況下,鍋爐負荷高于50%時,大部分鍋爐省煤器出口煙氣溫度能夠滿足SCR入口煙氣溫度運行范圍的要求;在鍋爐負荷低于50%省煤器出口煙氣溫度通常會低于320℃,鍋爐負荷低于40%時省煤器出口煙氣溫度低于300℃,達到SCR脫硝系統退出運行的低溫限值,SCR系統不能投運,導致NOx排放達不到環保要求。

  當前國內火力發電已進入全面過剩時代,火力發電廠年發電小時數逐年下降,2016年年全國火電設備平均利用率創新低,降低到3621小時。因而在此情況下全國火電低負荷運行狀況隨著發電小時數的降低將更為突出。

  為加快能源技術創新,挖掘燃煤機組調峰潛力,提升我國火電運行靈活性,全面提高系統調峰和新能源消納能力,國家能源局今年6月28日下發了《國家能源局綜合司關于下達火電靈活性改造試點項目的通知》,共計16家提升火電靈活性試點項目。

  綜上,燃煤火電機組經常性低負荷運行,已在政策上明確、現實上面臨。按照火電機組當前的運行模式,經常性低負荷運行必然會引起脫硝系統退出運行進而導致NOx排放的失控。所以開展火電廠全負荷脫硝技術的推廣,使火電機組在任何運行負荷條件下都可以將SCR脫硝系統投入運行,是當前刻不容緩的重任。

  2 全負荷脫硝技術

  實現全負荷脫硝的主要技術手段是在低負荷時提高SCR入口煙氣溫度,使煙氣溫度滿足SCR脫硝催化劑運行溫度要求。低負荷時提高SCR入口煙氣溫度有多種常規技術手段,主要包含有:1)省煤器煙氣旁路;2)省煤器工質旁路;3)省煤器分級;4)回熱抽汽補充給水加熱(0號高加);5)省煤器熱水再循環。上述幾種技術均可在低負荷條件下提高SCR入口煙氣溫度,可滿足SCR在30%以上負荷范圍內運行的需求,從而實現火力發電廠全負荷脫硝的技術要求。上述各種技術對比如表1所示。

 

  由表1可知,除省煤器分級外,其它各種全負荷脫硝技術都會降低鍋爐效率。而省煤器分級改造,存在高負荷SCR催化劑超溫的風險,且分級省煤器下游進一步降低煙溫,設計不合理的情況下易引起硫酸氫銨的沉積,導致空預器堵塞。此外,分級省煤器要求布置在SCR出口,通常懸掛在SCR下方,改造難度較大。

  本司將已有實施業績的中溫省煤器技術和全負荷脫硝技術融合在一起,提出一種節能型全負荷脫硝技術,即“節能型中溫省煤器全負荷脫硝技術”,采用低品位的煙氣余熱置換部分高品位的煙氣熱量加熱工質旁路內的水,實現提高SCR入口煙溫的同時不降低鍋爐效率。

  3 節能型中溫省煤器全負荷脫硝技術

  3.1 技術原理

  本司開發的“節能型中溫省煤器全負荷脫硝技術”,典型特征為“雙旁路和雙運行模式”:雙旁路為空預器煙氣旁路與水側旁路(凝結水旁路和給水旁路/省煤器水側旁路);雙運行模式為節能模式與煙溫提升模式,系統如圖1所示。

  空預器煙氣旁路用于回收旁路煙氣熱量,旁路煙道內設置高壓中溫省煤器和低壓中溫省煤器,高壓中溫省煤器用于加熱給水旁路高壓給水或省煤器旁路給水,低壓中溫省煤器用于加熱凝結水旁路低壓給水。

  水側旁路分為凝結水旁路、給水旁路和省煤器水側旁路。凝結水旁路與煙氣旁路煙道中低壓中溫省煤器連接,用于排擠低壓抽汽,增加汽輪機做功。凝結水旁路與煙氣旁路煙道內中溫省煤器低壓段連接,回收煙氣余熱到凝結水系統。給水旁路和省煤器水側旁路用于不同的運行模式,中省高壓段在不同運行模式下與之相連:1)節能模式下,機組負荷較高,SCR入口煙溫滿足要求,切換到給水旁路,與煙氣旁路中高壓中溫省煤器連接,回收煙氣熱量,排擠高壓抽汽,增加汽輪機做功;2)煙溫提升模式下,機組負荷較低,SCR入口煙溫低于運行要求,切換到省煤器水側旁路,與煙氣旁路中高壓中溫省煤器連接,加熱省煤器旁路給水,在水冷壁入口連箱處與省煤器出水摻混,省煤器出口水溫與無水旁路運行條件下基本相同,不降低鍋爐效率。

  由于設置空預器煙氣旁路,導致空預器加熱一二次風熱量不足,因而該技術要求啟用鍋爐暖風器。通常情況下,鍋爐暖風器的啟用,會提高鍋爐排煙溫度,降低鍋爐效率;而采用本技術后,啟用暖風器可實現不提高鍋爐排煙溫度的條件下保證空預器出口一二次風的溫度需求。

 

  3.2 節能原理

  3.2.1 提高余熱利用能級

  圖2給出了某350MW火力發電機組汽輪機回熱系統加熱器抽汽效率,其中1~3號加熱器為高壓加熱器,5~8號為低壓加熱器,4號為除氧器。由圖可知,隨著抽汽參數(壓力、溫度)的提高,抽汽效率不斷增高。因而,回收煙氣余熱加熱鍋爐給水的系統中,排擠抽汽品質越高,其節煤量也越多。

  節能型中溫省煤器全負荷脫硝技術,在節能模式下高壓段省煤器回收煙氣余熱加熱鍋爐給水,排擠高壓加熱器抽汽;在煙溫提升模式下,中溫省煤器高壓段直接加熱省煤器旁路給水,將旁路煙氣熱量直接輸送到鍋爐給水,完全避免了冷源損失,在提高SCR入口煙溫的條件下而不提高鍋爐排煙溫度。

  無論處于何種運行模式,低壓段中溫省煤器出水接入除氧器,回收煙氣余熱排擠除氧器抽汽。

  常規低低溫省煤器技術回收煙氣余熱加熱凝結水,排擠5號低加抽汽。因而從排擠抽汽品質而言,節能型中溫省煤器兩級換熱器排擠抽汽品質均顯著高于常規低低溫省煤器。

  3.2.2 降低空預器煙氣側壓損

  中溫省煤器設置空預器旁路煙道,部分煙氣進入旁路煙道,進入空預器煙氣流量減少,空預器壓損降低,引風機電耗降低。圖3為不同空預器煙氣旁路開度條件下空預器煙氣側壓損隨鍋爐負荷變化的曲線圖。該圖表明,在空預器煙氣旁路開度為20%時,空預器煙氣側壓損顯著降低,如圖3所示。

  3.2.3 不提高鍋爐排煙溫度

  投運暖風器后,利用低品位的熱源加熱一二次風,在避免冷源損失的條件下,將低品位的熱量輸入鍋爐,置換出高品位的煙氣余熱,在空預器旁路煙道內進行熱量回收。暖風器可保證鍋爐一二次熱風溫度基本不變,且鍋爐排煙溫度由于空預器煙氣旁路的開啟而不提高,因而無論采用蒸汽暖風器還是煙氣余熱利用的暖風器,暖風器的投入不降低鍋爐效率的同時,還可利用低品位抽汽或者煙氣余熱的熱量加熱冷風,避免了冷端損失,因而節能效果顯著。雖然因空預器煙氣旁路的開啟,略微降低一二次熱風溫度,增加了鍋爐燃煤量,但對機組而言仍然有較為顯著的節煤效果。

  盡管低負荷下提高SCR入口煙溫,空預器入口煙溫也隨之提高,但由于設置空預器煙氣側旁路,即使投運暖風器,空預器出口煙氣溫度也可保持不提高。

  對于常規的低負荷脫硝技術,SCR入口煙溫提高,空預器排煙溫度也會隨之提高,鍋爐效率降低,燃煤量增加。

  常規暖風器開啟后,必然會減少空預器的換熱量,空預器排煙溫度提高,因而鍋爐效率隨之降低。雖然排煙余熱可通過常規低低溫省煤器進行余熱回收,可余熱—電轉換效率太低,超過70%之上通過冷源排放,因而節能效果較差。

  4 工程應用

  4.1 項目情況

  某350MW項目,設計工況下SCR入口煙氣溫度如表2所示。在負荷低于40%THA時,SCR入口煙溫低壓300℃的催化劑最低溫度要求。

  4.2 全負荷脫硝技術方案

  為保證低負荷運行條件下SCR入口煙溫不低于300℃,本項目采用我司開發的“節能型中溫省煤器全負荷脫硝技術”,將鍋爐機組SCR投運負荷從50%THA拓展到35%BMCR。50%THA及之上負荷SCR入口煙溫無需進一步提高,所以本項目技術方案為:50%THA及之上負荷采用節能運行模式; 35%BMCR~40%THA采用煙溫提升模式運行,將SCR入口煙溫提升到300℃之上。

  空預器煙氣旁路煙道,旁路煙氣量為19%~21%,內設兩級中溫省煤器:高壓段和低壓段。水旁路包含凝結水旁路、給水旁路、省煤器水側旁路:凝結水旁路,從6號低壓加熱器入口取水,與中溫省煤器低壓段串聯,回水到除氧器入口;給水旁路,從給水泵入口取水,與中溫省煤器高壓段串聯,回水到1號高加出口;省煤器水側旁路,從1號高加出口取水,與中溫省煤器高壓段串聯,回水到鍋爐水冷壁入口。給水旁路和省煤器水側旁路分別對應節能模式和煙溫提升模式兩種運行模式,根據需要進行運行模式切換。

  為充分回收空預器出口后煙氣余熱,提高除塵器除塵效率,降低脫硫水耗,設置低低溫省煤器—暖風器,即低低溫省煤器回收煙氣余熱到暖風器系統加熱空預器入口一二次風。采用閉式循環,回收煙氣余熱并加熱一二次冷風的介質為除鹽水。

  4.3 煙溫提升效果分析

  在煙溫提升模式下, 40%THA負荷時省煤器旁路流量比例為20%,SCR入口煙溫提升到從298℃提升到303.2℃;在30%BMCR負荷時省煤器旁路流量比例為40%,SCR入口煙溫從288℃提升到303.1℃,煙溫提升17.1℃,如圖4所示。負荷高于40%THA工況條件下采用節能模式運行,SCR入口煙溫無改變。

 

  4.4 節能效果分析

  與目前應用較多的低低溫省煤器及常規全負荷脫硝技術相比,本技術節煤效果顯著,如表3和圖5所示。在節能模式下運行,隨著負荷的降低,節能型中溫省煤器全負荷脫硝裝置與低低溫省煤器節煤量差異逐漸減小。在煙溫提升模式下,低低溫省煤器+常規全負荷脫硝技術方案節煤量大幅降低,在30%BMCR負荷下出現煤耗量增加;節能型中溫省煤器技術雖然節煤量降低,但整個系統仍然具備節煤效益。

  低低溫省煤器+常規全負荷脫硝技術節煤量出現負值,表明因鍋爐效率的降低增加的煤耗無法通過低低溫省煤器全部回收,因而綜合節煤效果較差。

  

  5 結語

  隨著電廠環保排放標準的日益嚴格以及火電靈活性改造的推廣,全負荷脫硝的實施勢在必行。采用節能型全負荷脫硝技術,在節能的同時兼顧污染物NOx的減排,具有較高的技術推廣價值。本文介紹的節能型中溫省煤器全負荷脫硝技術在3500 MW 燃煤電廠SCR 脫硝系統的應用案例,為國內同類型機組開展脫硝系統全負荷投運提供了一定的借鑒,具有較高的工程應用價值。

 

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