节能型宽负荷脱硝改造实例

节能型宽负荷脱硝改造实例摘要：随着《煤电节能减排升级与改造计划》的推进，宽负荷甚至全负荷脱硝已经成为必然，如何在中低负荷下长期稳定运行而又不影响机组的经济性和安全性，困扰着许多燃煤电厂。为此，某厂借鉴了现有的0号高加改造技术并在此基础上做了一定的突破，彻底实现宽负荷脱硝，同时降低了机组供电煤耗。关键词：节能；0号高加；宽负荷脱硝1刖言1.1设备概况某电厂3号、4号机组锅炉是由上海锅炉厂制造的型号为SG-1957/28-M6005超超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，单炉膛，一次中间再热，采用四角切圆燃烧方式，全悬吊结构n型锅炉。汽轮机为上汽厂制造的E195型汽轮机，型号是N660-27/600/620，高中压调门保持全开方式运行。烟气脱硝装置采用SCR法，由上海电气石川岛电站环保工程有限公司设计供货，未设计烟气旁路，布置在省煤器和空预器之间。催化剂采用蜂窝式，按照“2+1〃模式布置，运行温度在305°C〜420°C之间。1.2机组运行现状根据SCR入口烟温与负荷率关系图，机组运行负荷低于60%THA时，入口平均烟温低于SCR催化剂所要求的最低运行温度309C（MOT）。通过收集2016年7月到2017年7月的运行数据，我们发现机组在中低负荷下（50%THA〜75%THA）运行时间占比很大，而全年SCR入口烟温低于309C的运行时间达到了2737小时（数据统计见表1和图1），造成催化剂中NH4HSO4沉积影响催化剂寿命；同时为了保证脱硝系统连续运行，需要调整锅炉燃烧牺牲效率以提高烟温，降低脱硝系统低烟温运行带来的风险。图1SCR入口烟气温度与负荷率的关系表1负荷率与运行时间2改造方案常见的宽负荷脱硝技术主要有省煤器分级布置、热水再循环、烟气旁路和0号高加，这些技术各有优缺点。该电厂对宽负荷脱硝改造的目标是寻求一种节能型的改造方式，兼顾经济性和环保要求，能适应调峰深度的变化趋势，避免重复投资。结合机组设备情况和改造目标，采取了增加0号高加作为改造方案，与现有其他电厂0号高加不同的是，该电厂0加抽汽量达到29.5Kg/s，最大限度挖掘节能潜力，同时配置了给水调频旁路，辅助机组调频。0号高加技术方案在原来的系统上增加一台高加，布置在前置蒸汽冷却器和1号高加之间的给水管路上，与原有三台高压加热器并列运行。抽汽管道则从汽轮机补汽阀原接口倒抽汽，汽源来自高压缸第五级抽汽，考虑到高压加热器设计参数限制及锅炉给水温度的限制，抽汽管道上设置一台抽汽调阀调节抽汽压力。机组负荷高时，0号高加投入运行对给水温度升高有限（与最佳给水温度差异小），整体没有收益，因此只在中低负荷投入0号高加运行，为避免频繁投退0号高加影响高加本体及附属设备金属寿命，抽汽调门设计了手动旁路，旁路保持全开，在抽汽调门全关时维持0号高加通流量，为此设计的0号高加运行负荷范围在40%THA〜75%THA。0号高加正常疏水根据逐级自流的原则进入1号高加汽侧，现场对1号高加筒体进行开孔，同时对1号高加壳体进行相应改造，危急疏水接入疏水扩容器。0号高加抽汽参数如下表所示。图2：宽负荷脱硝改造系统图表2：0号高加抽汽参数（调阀前）给水调频旁路将部分3号高加入口的给水抽出，旁路至外置式蒸汽冷却器出口的给水管路上，当电网频率偏低时，开启给水调频旁路，减少进入高压加热器的给水流量，利用加热器自平衡原理来排挤进入高加的抽汽量，从而达到增加机组出力、稳定电网频率的目的。给水调频旁路流量按30%额定给水流量设计。3改造后的效果3号机组改造完成后进行了0号高加性能试验，试验负荷点选取75%THA、50%THA、40%THA三个点进行，根据性能试验报告结果：3号机组75%THA、50%THA、40%THA负荷下，0号高加的投运状态与切除状态相比，高加出水温度分别上升25°C、39°C、30°C，SCR脱硝进口烟温分别上升17.02C、25.20C和19.95C，除了40%THA工况下略低于设计值，其余均优于设计值。试验数据见下表：表3：0加切除后SCR进口平均烟温变化在75%THA负荷下，0号高加投运后，锅炉效率下降0.21%，汽机热耗率（修正后）增加0.54kJ/kWh，供电煤耗率升高0.64g/kWh；在50%THA负荷下，0号高加投运后，锅炉效率下降0.29%，汽机热耗率（修正后）降低63.37kJ/kWh，供电煤耗率降低1.00g/kWh；在40%THA负荷下，0号高加投运后，锅炉效率下降0.32%，汽机热耗率（修正后）降低64.63kJ/kWh，供电煤耗率降低1.40g/kWh，供电煤耗的平衡点大约在65%THA负荷点附近，比设计略低。根据试验结果，将0号高加的运行方式调整为60%THA以上负荷时纯旁路运行，保证一定通流量，60%THA以下负荷投入运行，投退通过逻辑实现。在纯旁路运行中，正常疏水调门开度在30%以上，高加水位、正常疏水调门阀位、0号高加和1号高加间的压差都比较稳定，即使是负荷变化0号高加投退过程中变化也不大。4结语该电厂的0号高加改造方案缺点是高加材料需要进口，采购和生产周期长，需要规划好技改的时间；其次加热器体积教大，安装需要空间，对安放点的承载能力也有一定的需求，投资费用较大。优点是降低了中低负荷段的煤耗，进而减少了污染物排放量，长期来看收益非常可观，而且该方案调节余量比较大，能够彻底解决宽负荷脱硝这个迫在眉睫的问题，在深度调峰的大背景下，这点尤其重要。致谢感谢设计、制造、安装和调试过程中上海发电设备成套设计研究院有限责任公司、上海汽轮机厂、上海电站辅机厂、上海电力工程公司和上海明华电力科技有限公司提供的技术支持和帮助。参考文献淮沪煤电田集发电厂