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行業(yè)動態(tài)

火電靈活性改造形勢下的低負荷脫硝

2018-04-20 08:58:12 小沐管家 0

本文討論了火電靈活性形勢下的低負荷脫硝技術選擇。參考了通用電氣公司(GE)對外交流材料。

脫硝

1市場驅動力和需求

1.1超低排放

發(fā)改委、環(huán)保部、能源局三部委于2015年12月11日印發(fā)《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》,要求電廠于2020年前實現(xiàn)超低排放,并且東部、中部提前到2017、2018年完成。其中NOX排放要求達到<50mg/M3(基準含氧量6%)?!笆濉逼陂g,燃煤電廠超低排放改造規(guī)模約4.2億千瓦。

1.2靈活性改造

2016年6月14日能源局正式啟動提升火電靈活性改造示范試點工作,并公布了22個試點項目約18GW裝機。技術要求是:(1)使熱電機組增加20%額定容量的調峰能力,最小技術出力達到40%~50%額定容量;(2)純凝機組增加15%~20%額定容量的調峰能力,最小技術出力達到30%~35%額定容量;(3)部分具備改造條件的電廠預期達到國際先進水平,機組不投油穩(wěn)燃時純凝工況最小技術出力達到20%~25%。

“十三五”期間,靈活性改造規(guī)模達2.2億千瓦,其中熱電機組1.33億千瓦(主要在三北地區(qū)),純凝機組0.87億千瓦。規(guī)模不小,約占現(xiàn)有煤電裝機的25%左右。

1.3問題的提出

靈活性改造形勢下,原先改造過的未必能達到低負荷(有的叫寬負荷)脫硝要求;沒有改造過的當然要考慮改造。那么,什么是最適合的低負荷脫硝技術路線呢?

脫硝當然主要靠尾部煙氣的選擇性催化還原(SCR)。問題是催化劑嬌貴得很,煙溫低不成高不就,煙溫高了低了都不玩。

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各電廠的情況如爐型、煤種有所不同,煙溫-負荷曲線有所不同,但下降趨勢是一樣的。如果沒有有措施,有的電廠在50%負荷左右SCR就因達不到入口煙溫而退出運行,SCR成了擺設。在30%負荷甚至未來20%負荷下,SCR入口煙溫要提升幾十度,哪種方法是最可靠、經濟的手段?

2低負荷脫硝技術

微信圈里已經有不少文章介紹過低負荷脫硝技術。這里也做個詳細的匯總。

2.1分割布置省煤器

也有叫分級省煤器。

原理:將部分省煤器管排移至SCR之后,減少了前部省煤器吸熱量從而提高SCR入口煙溫。

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優(yōu)點:移到SCR后面的省煤器受熱面繼續(xù)降低SCR排出的煙氣溫度,不抬高空預器出口煙溫,理想狀態(tài)下不降低鍋爐效率。

缺點:1)改造受限于SCR后煙道空間與荷載;2)施工周期長;3)改造成本高;4)改造后無法調節(jié)煙溫,煤種適應性差;5)提溫幅度受限于滿負荷下煙溫;不適用于超低負荷要求,工況適應性差。有可能高負荷下超溫而低負荷下欠溫,這叫甘蔗沒有兩頭甜。

結論:不推薦做靈活性改造用

2.2彈性回熱技術

也有叫0號高加方案。

原理:在高壓缸選合適的抽汽點(如補氣閥位置),增加抽汽可調式給水加熱器。在低負荷時開啟、調節(jié)加熱器維持給水溫度,減少省煤器換熱溫差,減少省煤器對流換熱量,從而提高省煤器入口煙溫。

優(yōu)點:相當于低負荷下形成了回熱,提高熱力系統(tǒng)循環(huán)效率;提高機組調頻能力。

缺點:1)要有合適的抽汽點;2)改造量比較大。

目前應用不多,據(jù)報導有上海外三電廠和浙能嘉華電廠采用。


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