1000MW机组宽负荷脱硝研究与应用

1000MW机组宽负荷脱硝研究与应用,主讲人：张南放,主讲人简介：张南放，江苏海安，本科，生产技术部副经理，从事电厂设备的检修管理工作。,一、工程概述二、方案比选三、经济分析四、改造效果五、结论,上海上电漕泾发电有限公司，建设两台1000MW超超临界机组，工程于2007年12月18日正式开工，两台机组分别于2010年1月20日和2010年4月6日投入商业运行，被列为上海市“十一五”重大工程项目，也是2010年上海世博会配套工程之一。,一、工程概述,锅炉：塔式，超超临界，一次再热，平衡通风，四角切圆燃烧，螺旋水冷壁，固态排渣、全钢构架、全悬吊结构燃煤（粉）锅炉。炉顶标高127m。由上海锅炉厂引进德国ALSTOM技术生产。,基本参数：主汽压力：27.56MPa主、再热蒸汽温度：605/603额定蒸汽流量：2956t/h总烟气量：320.6万m3(标态,湿基)/h,一、工程概述,无烟羽,一、工程概述,原烟气,喷氨,催化剂,净烟气,整流器,进口烟温在320420范围内,雅洁隆和远达,雅洁隆规定最低的使用温度320，要求低于规定温度低负荷运行后将烟气升温到350运行5小时。,远达要求的最低运行温度320，规定的不超过12小时喷氨的烟气温度310，要求的恢复温度341。,长期运行的烟气温度应在320以上,避免催化剂烧损和催化剂、空预器受亚硫酸氨的堵塞,在低负荷和/或大气温度较低情况下，因省煤器出口烟温低，不能满足脱硝装置的投运要求以致在低或较低负荷时不能投用脱硝装置。,根据表1中上海漕泾电厂SCR运行历史数据，负荷为400MW时省煤器的出口烟温为315左右，再若环境温度为3.8时最低烟气温度达到309。总体上当环境温度低于20负荷且低于500MW会发生低烟温情况，不能满足脱硝装置的运行要求，综合考虑在低负荷低气温时需要提升的烟气温度在15左右。,表1：SCR运行历史统计数据,一、工程概述,一、工程概述二、方案比选三、经济分析四、改造效果五、结论,二、方案比选,可选方案提高SCR入口烟气温度,二、方案比选,本方法为在省煤器出口增加到锅炉启动循环泵的管路和阀门，利用省煤器出口较高温度的水和给水混合以提高省煤器入口的水温减小省煤器换热的温差，减少对流换热量提高省煤器出口的烟温。,方案一：设置省煤器再循环,优点：改造系统比较简单，温度可方便调节，系统可以在低负荷时运行对锅炉效率的影响有限,缺点：由于省煤器本身的温升较小，入口温度的提升量受到再循环流量的限制。,二、方案比选,本方法为在给水回热系统的1#高加前增加一个加热器，这个加热器一般不是全给水流量的，加热蒸汽可以来自高压缸第5级叶片后的补汽口。较高的抽汽压力保证在低负荷时给水温度可以提升到需要的温度，给水温度通过0#高加的旁路调节。,方案二：设置0#高加,缺点：改造系统比较复杂，高加造价较高，布置困难。高加不方便停用，省煤器出口烟气温度升高对锅炉效率有一定影响，其在高气温/高负荷时的烟气热量不能完全为GCH回收。,二、方案比选,本方法为在省煤器进出水母管增加旁路，减少省煤器的水量，省煤器的出口水温提高降低了省煤器的换热温差，减少对流换热量，提高省煤器出口水温。旁路的给水进入下降管或出口集箱进入锅炉水系统。该方法比较适合于要求温升较低的情况。,方案三：增加省煤器水侧旁路,优点：改造系统比较简单，在一定范围内可通过旁路流量调节方便地调节省煤器出口的烟气温度。,缺点：省煤器出口温度受到饱和温度的限制，水温要求和饱和温度有一定的温差，以防止出现省煤器沸腾汽化影响锅炉的运行。,改造系统图,二、方案比选,该方法通过减少省煤器的受热面来减少对流换热量，提高省煤器出口的烟温，为运行中不可调整的方案。改造仅涉及省煤器的换热部分，方案受省煤器结构的影响，特别需要考虑减少受热面后对锅炉满负荷工况的省煤器出口烟气温度的影响，防止在高气温和高负荷工况对SCR催化剂的影响。（一般要求不超过400）。计算表明，减少省煤器受热面在高负荷工况省煤器出口温升的提高量小于低负荷工况的温升提高。,方案四：减少省煤器受热面,二、方案比选,省煤器分级是减少省煤器受热面的一种升级方案，通过减少省煤器的受热面提高进入SCR的烟气温度，然后在SCR反应器后布置低温省煤器回收烟气的热量，可保持甚至提高锅炉的效率。同样是SCR入口烟气温度不可调整的方案，确定受热面减少量时，同样需要考虑高负荷和高气温的情况。省煤器的低温部分的布置，载荷传递和系统的连接比较复杂，改造的费用比较高，比较试用新机组投产前与锅炉一同设计投用。,方案五：省煤器分级,二、方案比选,本方法曾是广泛提到的提高省煤器SCR入口温度的方法,方案六：增加省煤器烟气旁路,优点：系统简单，调节方便，对高负荷锅炉效率影响较小。,缺点：改造涉及的省煤器前烟气的引出、烟道改造、旁路烟气流量的调整等受到锅炉结构的限制较多，改造的费用也比较高。,二、方案比选,对于增加省煤器水侧旁路受出口水温限制烟气温升还有缺口的情况，可以考虑通过减少部分省煤器受热面提升出口烟温，而受热面减少后水侧的出口温度降低，给设置水侧旁路的省煤器出口水温的提升留下一定空间。,方案七：减少部分省煤器受热面并增加省煤器水侧旁路,优点：该方法系统简单，在一定范围内出口烟温可调，改造的费用比较小。,缺点：比较适合提升温度不是很高的情况。,二、方案比选,委托上海锅炉厂进行了计算和校核，较合理的方案当是方案三该方案系统简单，工程量和成本较低，比较适合本厂较小烟温缺口的实际情况。认为该方案具备可行性，能够满足机组在40%THA负荷下投运SCR的投运条件。,该方案具体实施内容：在给水旁路隔绝门和给水母管的连接管段上引出省煤器旁路管道，省煤器旁路管设置隔绝门、调整门和流量孔板，系统相对独立。在省煤器出口给水管道上增加温度、压力测点。DCS增加相应卡件，并增加自动控制逻辑、组态及画面修改。烟气温度控制方面，拟采用以省煤器水侧出口温度为参考点，省煤器出口烟气温度为目标的控制方式，并增加必要的省煤器出口水温的限制，以防止省煤器水的沸腾。,一、工程概述二、方案比选三、经济分析四、改造效果五、结论,三、经济分析,以2013年度#2机组运行参数进行统计，来分析该项目的经济性。,脱硝退出造成的损失计算,2013年#2机组不满足脱硝投运条件的时间（如表2所示）：370+38=408小时。,三、经济分析,脱硝电价补贴+减免排污费=147+33+67=247万元/年,三、经济分析,排烟温度增加3.1，对燃料成本的增加（由于设有GCH系统,空预器排烟温度提高对发电煤耗的影响可按0.5g/kWh计算），发电煤耗增加=增加标煤耗平均脱硝停运时间=4500.5790408=7万元/年增加了脱硝还原剂的消耗：氨消耗支出=脱除NOx数量液氨单价平均脱硝停运时间=(1.6/1.15)(350-55)3000408=20万元/年。c)系统的电耗=电耗电价平均脱硝停运时间=550.45408=1万元/年。d)给水系统增加的能很小，可以不计。,改造增加运行成本,因此，通过该项改造，每年可以减少79万的排污支出，同时增加140万的收入，年总收益达到219万元。按照项目投入800万计算，3.65年收回成本。同时，每年减少NOx排放约167吨，社会效益也是十分巨大。,表3：经济性比较,按照在450MW工况下SCR年投入408小时计算，低负荷投入和不投脱硝的比较如表3所示：,一、工程概述二、方案比选三、经济分析四、改造效果五、结论,在原锅炉给水管道中抽头形成一路省煤器旁路，在机组负荷低于480MW时，部分给水走旁路，以减少省煤器吸热量提高脱硝系统入口烟温，使烟温不小于320，脱硝系统保持低负荷工况下继续投运，确保锅炉NOx排放始终低于30mg/Nm3，优于50mg/Nm3燃机排放标准。,改造示意图,省煤器旁路管道,四、改造效果,四、改造效果,于2015年7月及11月完成了两台机组的项目的实施。在#2机组改造完成后，进行了调试试验，试验数据达到了设计要求，主要试验结果如下：,4.1管路特性通过7月28日530MW工况、8月10日450MW和8月11日400MW工况试验，得出宽负荷脱硝系统在投入后SCR入口烟气温升已达到设计要求。在给水主路不节流的前提下，单独投运宽负荷脱硝一路，脱硝入口烟温有效提升，流量达到设计流量（约500t/h左右）。因此正常投、退和调整宽负荷脱硝系统时，可以不操作给水主路阀门，有效避免了主路节流操作对给水系统的扰动和隐患。,4.2对给水系统的影响在试验中，开大和关小宽负荷脱硝调温阀时，给水总流量（带低流量保护）的波动在可控范围之内。但还需继续观察对给水系统的影响，尤其是在减温水喷水调节、负荷变化及其他工况扰动时，宽负荷脱硝系统对给水系统的扰动。现阶段在正常运行时，尽量保持系统稳定，宽负荷脱硝系统的调节和进、出系应平缓。,四、改造效果,4.3烟气温升能力夏季工况（环境温度约35）：530MW工况，宽负荷脱硝调温阀开至50%，烟气温升能力为331-323=7。450MW工况，宽负荷脱硝调温阀开至100%，烟气温升能力为323.1-314.3=8.8。400MW工况，宽负荷脱硝调温阀开至100%，烟气温升能力为323.8-309.115。综上试验数据得出，投入宽负荷脱硝系统后，脱硝入口烟气温度提升显著。目前机组运行时，设定SCR入口烟气温度若小于308时，脱硝系统出系。在今后运行时，可以较早投入宽负荷脱硝系统，从而提升SCR入口烟气温度，有利于保证机组脱硝投入率。另外，还需在冬季极端气温下再进行低负荷时段的烟气温升能力试验。,四、改造效果,4.4省煤器出口欠焓宽负荷脱硝调温阀开大后，为保护省煤器出口不被汽化，控制逻辑设定了闭锁及保护功能。就试验数据来看，省煤器出口欠焓始终能够满足要求，其中：530MW工况试验期间，当调节阀开到50%以后，出口欠焓保持在30以上。450MW工况试验期间，当调节阀开到100%以后，出口欠焓保持在