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阚山电厂600MW机组宽负荷脱硝技术浅析

热度0票  浏览2次 时间:2018年1月31日 08:52


【摘要】 随着环境污染日益加重,国家对燃煤电厂污染物排放控制标准和考核力度不断加大,如何在机组低负荷阶段减少NOX排放,实现环保与经济双赢。本文对阚山600MW机组情况进行分析,通过增加省煤器水侧再循环加旁路(SGRS),提高省煤器的给水温度,减少省煤器水侧的吸热,达到提高脱硝装置入口烟温的目的,保证低负荷240MW,脱硝系统能够投入运行。

【关键词】 燃煤电厂  NOX  低负荷  SGRS

一、引言

NOX气体是危害大,且较难处理的大气污染物,不仅刺激人的呼吸系统,损害动植物,破坏臭氧层,而且也是引起温室效应、酸雨和光化学反应的主要物质之一。201512国家发改委、能源局、环保部联合发文,要求超低排放NOX不高于50mg/Nm3省级环保部门按季度对符合超低排放机组上网电价加价1/KWh(含税),对超低排放时间比率低于80%的机组,不享受电价加价政策。同时随着华东电网区外来电容量的增加,对区内电厂的调差能力要求越来越高,江苏省调要求机组基本调差能力必须达到额定容量的50%,达不到要求的运行机组按每超过1万千瓦每天考核1000元,节假日机组负荷甚至要求降至300MW以下,这就要求机组必须实现宽负荷脱硝。

 

二、当前阚山电厂SCR运行情况

江苏阚山发电有限公司(2×600MW)超超临界机组烟气脱硝工程,采用选择性催化还原脱硝(SCR)工艺,脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间。受催化剂特性限制,要求其进口烟温在310~427范围内。

阚山电厂SCR系统投运三年,机组负荷高于350MW,脱硝系统能正常投入运行;从运行数据来看,外界气温较低时,机组在少量时间段内负荷低至300MW左右,此时SCR入口烟温平均在305左右,脱硝系统不能正常投运;在机组启停机阶段或机组需要运行在更低负荷时,脱硝系统无法正常投运。 随着华东电网区外直流的输入,对机组调峰能力要求的提高,未来机组负荷最低需降到40%负荷(240MW),会造成脱硝系统无法正常投入运行。

机组运行在较低负荷时,脱硝反应器入口烟气温度低,会导致催化剂活性降低,为了控制NOX排放喷入过量的氨气,则尾部烟道中的氨浓度将升高,氨逃逸增大,同时三氧化硫浓度升高。氨气和三氧化硫在烟气温度200-300时生成硫酸氢铵,这种粘稠性物质,会粘结在脱硝催化剂和空预器上,并吸附灰尘,造成脱硝催化剂和空预器堵塞,脱硝反应器及空预器压差缓慢升高,从而使引风机出力降低,影响机组出力。

 

三、阚山宽负荷脱硝技术

根据阚山机组运行情况,实现宽负荷脱硝,不同负荷对应的省煤器出口烟气温升如下:

                     

 

 

  

240MW

270MW

300MW

SCR入口烟温 (设计值)

293

299

305

SCR入口烟温 (目标值)

310

310

310

SCR入口烟温

提升

17

11

5

 

宽负荷脱硝方案的选择:

(一)  省煤器水侧旁路


将一部分给水直接引入下降管,使进入省煤器的给水流量降低,减少了给水在省煤器中的吸热量,从而提高脱硝装置进口烟气温度。但是低负荷时随着旁路流量的增加,省煤器中给水流量不断降低时,出口水温不断升高,会在省煤器内发生汽化,因此该方案提升能力受到省煤器出口水温不沸腾的条件的限制。其次省煤器流量过小省煤器管排流量的均匀性会受到破坏也会导致部分管排的沸腾, 采用旁路方案时,首先要确保省煤器出口水不会汽化,需保证省煤器的流量不能小于满负荷流量的10%,即162t/h

 

(二) 省煤器水侧再循环(GRS


在省煤器出口管增加BCP(炉水循环泵)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,减少烟气放热量提高省煤器出口的烟温。根据实践经验,循环炉水的流量超过一定范围,继续增加炉水流量的升温边际效果是递减的,一般循环炉水的最大流量不大于40%满负荷省煤器流量。

                         

(三)省煤器水侧再循环加旁路(SGRS

  

省煤器水侧再循环加旁路,是综合前述两个方案的特点,利用BCP (炉水循环泵)将炉水注入给水管道的同时,增加省煤器水侧旁路,用炉水实现省煤器的给水温度升高、且省煤器流量基本不变,更大程度的减少了省煤器水侧的吸热,达到提高脱硝装置进口烟温的目的。

水侧再循环控制:关闭BCP入口门、BCP最小流量再循环B阀,开启省煤器再循环隔绝门,启动BCP,开启BR阀,手动设定建立BCP 300T/H循环流量。开允许(满足所有条件):BCP入口电动阀全关;宽负荷脱硝投入。自动开(任意一个条件满足):脱硝入口烟气温度<312;脱硝入口烟气温度<315且省煤器水侧旁路调节阀开度>50%。自动关(满足所有条件):脱硝入口烟气温度>340BCP泵停运。

水侧旁路控制:机组干态且负荷≥240MW,宽负荷脱硝允许投入。设置了省煤器出口水温欠焓保护,保证出口水温低于饱和温度。省煤器出口水温度过冷度30,旁路允许投入,省煤器出口水温度过冷度≤15,旁路自动退出。省煤器水侧旁路调节阀当脱硝入口烟气温度<315,以6%/min的速度开启;当脱硝入口烟气温度>330,以6%/min的速度关闭;机组MFT超驰关。

给水流量测点改装到锅炉省煤器出口下降管(两根)处,每侧流量三取中,两侧流量相加后输出为给水流量。

采用旁路方案时,受限于省煤器出口水汽化条件,最大烟气温升为17.3,但此时旁路流量过大,流过省煤器流量仅为154t/h,小于满负荷工况下省煤器流量的10%162t/h)。采用GRS方案时,最大烟气温升为3.7,显然此方案不能满足要求;采用SGRS方案时,在旁路流量和炉水流量为350t/h时,烟气温升已达17,满足了投运脱硝的烟气温升要求。

综上所述,若需在机组负荷为240MW时投运脱硝系统,需选用SGRS改造方案。


 

四、结论

阚山电厂宽负荷脱硝采用省煤器旁路加再循环,以其较高的升温能力和可接受的省煤器出口欠焓,保证了机组负荷240MWSCR可以正常投入,系统简单,易于操作。既能获得脱硝电价的补贴,又最大限度减少了NOX排放,具有很好的经济和社会效益。

 

参考文献

[1]  600MW超超临界机组集控运行规程、江苏阚山发电有限公司  2015

[2]  朱全利、《锅炉设备及系统》、中国电力出版社             2006

[3]  江苏电网20151-11月份机组调节能力考核分析报告     2016

[4]  关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知   2015 



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