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火電廠低負荷脫硝技術

發布時間:2019-08-19 16:11:00 點擊:

  目前國內燃煤機組選擇性催化還原(SCR)脫硝系統在低負荷運行時經常遇到入口煙溫低于其最低工作溫度的情況,導致氮氧化物排放濃度超過國家標準。對廣東某電廠SCR脫硝系統中采用的熱水再循環增加省煤器進口水溫、省煤器旁通管路提高SCR系統的入口煙溫的方法進行實驗、研究,并對其特點進行對比分析。



  目前國內使用較多的煙氣脫硝技術是選擇性催化還原(SelectiveCatalyticReduction,SCR)和選擇性非催化還原(SelectiveNon-CatalyticReduction,SNCR)技術或選擇性催化還原與選擇性非催化還原聯合技術。SCR反應的溫度適應范圍分為高溫催化劑(450~600℃)、中溫催化劑(320~450℃)、低溫催化劑(120~300℃),燃煤電廠脫硝裝置一般布置在尾部煙道的省煤器后,煙溫必須控制在300℃以上催化劑才能實現最佳活性,由于在低負荷情況下很難達到催化劑最佳煙溫,故從根本上提高SCER脫硝系統入口煙溫,就是對省煤器管內水側和管外煙側的的逆流式換熱器的傳熱的優化,目前國內大多數從煙側、水側、省煤器分級布置等角度來考慮優化方法。


  煙側方面:杜云貴等建立脫硝模型模擬不同工況下流場分布及氨氣的混合,增加導流設施改善脫硝系統的穩定性;文獻介紹了省煤器旁路煙道入口位置選擇問題;水側方面:對于汽包鍋爐,譚青等采用鍋爐爐水與省煤器給水混合法提高給水溫度以降低欠焓水的吸熱量,提高煙氣出口溫度。對于強制循環鍋爐,謝尉揚等在爐水循環泵出口處引出循環水加熱省煤器給水。徐昶等人提出在省煤器進口位置引出管道至下降管,根據負荷調節省煤器進口水量以達到調節煙溫目的。


12種方案比較

(1)鍋爐運行參數。

  本文針對廣州某電廠采用以下2種方案進行改造:方案1采用熱水再循環技術,在汽包下降管合適的高度位置引出熱水再循環管路,經過新增加的再循環泵加壓,引入至省煤器給水管路,以提高其進口水溫。方案2是在省煤器旁通系統,把省煤器分為2部分,中間設有中間聯箱,根據負荷不同啟閉旁路閥門調節通過省煤器的流量,改變換熱面積來調節煙氣溫度。該電廠鍋爐設計煤種為神府東勝煙煤,以下按設計煤種進行計算,根據煤質特性、鍋爐設計參數,計算改造前在100%、75%、50%、30%連續經濟出力(EconomicContinuousRating,ECR)工況下省煤器出口焓,從而得到煙氣溫度,如表1。


  由計算可知,鍋爐在100%ECR工況下省煤器出口煙溫沒有超出SCR反應器溫度上限400℃,50%ECR工況下,省煤器煙氣出口溫度已低于SCR反應器的下限值300℃,30%ECR工況時,更是比300℃低了35.5℃。若在50%ECR工況和30%ECR工況下,省煤器出口煙氣溫度均高于300℃時,則符合改造要求,以下方案1、2均設計省煤器出口煙溫為300℃。

(2)熱水再循環方案。

方案原理見圖1。


  由圖1可知,熱水再循環方案主要由再循環泵、電動調節閥(給水調溫器)、電動閘閥、流量測量裝置、止回閥、三通閥和管道等組成。在汽包下降管合適的高度位置引出再循環管路,經過新增加的再循環泵加壓,通過給水調溫器調節循環水量,再將高溫循環水引入至給水管路,以提高省煤器進口水溫,降低省煤器水側與煙氣側的傳熱端差,減少省煤器吸熱量從而提高省煤器出口煙氣溫度。改造前后省煤器進出口水溫見圖2。

  由未改造前排煙溫度的計算可知,100%ECR工況和75%ECR工況下,排煙溫度均在300℃以上,無需啟用熱水再循環提高煙溫。此時再循環水流量應為0,各項參數與設計工況一樣。而在50%ECR工況和30%ECR工況下排煙溫度低于300℃,需要對相應再循環流量進行計算。熱水再循環系統根據SCR脫硝設備煙溫自動投入和退出運行,通過調節再循環流量自動調節SCR脫硝系統入口煙溫。


  從計算可知:在30%ECR工況下,省煤器進、出口水溫分別提高68.8℃、25.9℃,說明熱水再循環方案降低了省煤器水側與煙側傳熱溫差,省煤器吸熱量減少,提高了省煤器出口煙氣溫度,同時也提高了省煤器的使用壽命,鍋爐采用方案1在較低負荷工況下運行可以取得良好效果。在50%E-CR工況下,省煤器出口水溫為288.16℃,與設計參數僅差1.25℃,滿足設計煙溫要求。在30%~50%ECR工況下,汽包水溫約為313.82~315.66℃,汽包壓力10.4~10.65MPa,在30%負荷、循環水量827t/h時,電動調節裝置應有較好的靈敏性,保持鍋爐水位安全裕度,該方案也降低了汽包與入口水溫間的溫度差,提高了汽包及其相關設備的壽命。


(3)省煤器旁通管路方案。

方案見圖3。


  如圖3示,省煤器旁通管路方案是將原來省煤器分為2部分,中間加設省煤器中間聯箱。在負荷較高時,旁路閥門關閉,給水從原來的蛇形管束流通,經過中間聯箱到達上部省煤器。在負荷較低時,省煤器出口煙溫低于300℃,此時開啟旁路閥門,將下部省煤器短路,此時給水只流過上部省煤器,而下部省煤器則處于干燒狀態,這樣減少了省煤器換熱面積,降低了省煤器內換熱量,從而提高了省煤器的出口煙溫。


  當機組負荷低于50%時,省煤器出口煙氣溫度低于300℃,需要開始考慮使用旁通管路。由于旁通管路是按30%ECR工況下省煤器出口煙溫等于300℃而設置的,需要對50%ECR工況下省煤器出口煙溫進行校核計算,檢驗是否在SCR反應器的工作溫度(300~400℃)范圍內。


  改造前壁灰污溫度按《火力發電廠高壓鍋爐設備及運行》內式(17-51)計算:


  改造后處于干燒的管束管壁灰污溫度在長時間運行下可視為與煙氣溫度相等。見圖4。由圖4可知,在30%ECR工況下,干燒管束溫度與改造前管壁溫度相比,高了4.2℃;在50%ECR工況下,則升高了21.8℃,但低于100%ECR工況下的管壁灰污溫度,所以煙氣溫度的提高對管壁影響不大。文獻是在額定負荷時直接對省煤器進口位置短路引至下降管,增加了下降管的負擔而且降低了煙溫控制的靈敏性,干燒管束更加嚴重,本文省煤器管道部分改造,降低了改造代價,煙溫調節更加靈敏。


2方案評價與分析

  經計算可知,2個方案均可在低負荷時對出口煙氣溫度進行調整,使SCR反應器入口溫度處于300~400℃,均滿足脫硝系統的溫度要求,但各有利弊。2個方案對比見圖5。


  由圖5可知,熱水再循環方案在30%ECR工況下流量變化較大,若給水調溫器對機組負荷跟蹤不及時時,可能會導致省煤器流量過大和汽包水位較大的波動,當水位較低時容易引起蒸汽溫度急劇上升而導致水冷壁超溫爆管等事故,應盡量避免水位有太大起伏。流量增大也增加了循環水泵的出力從而增加廠用電費用,但在50%負荷時變化較小,如果電廠負荷變化不大該方案是較好的選擇。省煤器旁路方案隨負荷降低流量逐漸減少,干燒管數增加,省煤器使用壽命隨之縮短,使方案2間接費用增加。


  由圖5可知,方案1在30%ECR工況下省煤器出口水溫比改造前升高25.9℃,減低汽包與入口水溫差,利于汽包和相關設備使用壽命,方案2在50%和30%ECR下出口水溫降低18.0℃、14.4℃,與汽包平均溫度相差近60℃,導致汽包熱應力增大,對鍋爐運行的安全性也是不利的,從這個角度分析方案1是有更大的優勢。2方案的綜合對比見表2。


  針對該電廠情況,熱水再循環方案在自動調溫、負荷變化對設備影響方面更有優勢,在原設備維護方面,熱水再循環方案對管路壽命影響較小,甚至在一定程度下提高了其管路系統壽命,而省煤器旁通管路方案則對省煤器管路的影響可能比較大,從經濟性上分析,熱水再循環系統增加再循環泵、電動調節閥(給水調溫器)等設備,而省煤器旁路系統只增加管材為SA-106GrB鋼管4m,顯然方案2從經濟上更有優勢,但在長遠投運時間和安全性上方案1更適合本廠,所以筆者更傾向于選擇熱水再循環方案來提高SCR系統入口煙氣溫度。


3結論

  國內SCR脫硝方法主要是從煙側和水側考慮省煤器的傳熱優化問題,本文從煙側考慮對該電廠進行改造并取得一定成效,可以為低負荷尾部煙氣脫硝方法提供更多的理論依據。根據本廠具體條件對2個方案進行經濟性、設備影響、鍋爐運行安全性和穩定性等綜合考慮選擇熱水再循環提高省煤器給水溫度方案更有實際意義。由于2個方案在國內投運時間較短,還沒有太多的實際數據體現其全面問題,今后還需要更加深入地分析和研究其機理、影響因素等問題,為我國低負荷脫硝技術提供更多切實可行方法。

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