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2015年6月,国家环保部对福建若干长期处于低负荷运行工况而无法投运脱硝系统的发电厂的复函,复函中明确了火电机组要进行低负荷工况下投运脱硝改造,实现低负荷运行排放不超标。对于低负荷脱硝改造,近两年来已有一些电厂进行了相关的改造,甚至个别发电厂可通过技改实现点火初期至并网前的全时段脱硝,众多发电企业、电科院及环保厂商目前均对此项技术仍处在研究和观望阶段。

投运脱硝的最基本条件是烟温要达到催化剂的最低工作温度,即使是使用低温催化剂,也需要一个提高烟气温度的过程,如果单从燃料点火加热角度,无论如何是不可能实现的。目前大多数的改造方案也仅针对并网前后的低负荷段的投运方式,如前不久,国投姚孟电厂宣布,他们通过优化运行调整,完成了并网前投运脱硝的技术改造。

关于超临界火电机组全工况脱硝技术改造的探讨

现在对于低负荷投脱硝,也就是烟温低于催化剂工作温度的时候投入,主要从两大方向进行改进,第一是选用低温催化剂,但由于目前低温催化剂(可低至120℃工作温度)尚处于研究阶段,具体投入商用的时间不确定,所以对用户和电科院来说也不作为技术改造的研究重点;第二就是提高脱硝系统入口温度,这是目前研究的主流方向,目前在此领域的专家及机构推荐的主流改造方案由以下几种:

1增加省煤器烟气旁路

方案描述:在省煤器进口位置的烟道上开孔,抽一部分烟气通过旁路至SCR接口处,设置烟气挡板,增加部分钢结构,在低负荷时减少经过省煤器用于给水加热的烟气,提高进入SCR反应区的烟气温度。

关于超临界火电机组全工况脱硝技术改造的探讨

 

优点:

投资成本较低,实施简单,增加设备少。

缺点:

提高了锅炉排烟温度,降低锅炉热效率(0.5%~1.5%);

旁路烟气挡板门处容易发生积灰、卡涩,还可能导致烟气内漏,在关闭状态也会影响锅炉热效率;

在满负荷时内漏烟气可能会使反应器内烟温超过400℃,有可能因催化剂的烧结而导致活性降低。

如果机组长期运行在低负荷区间,该方法有一定优势。

2增加省煤器工质旁路

方案描述:给水旁路在低负荷时通过调节阀调节旁路给水流量,是省煤器进水量减少来降低省煤器的吸热,使省煤器出口烟温提高。

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优点:

n改造相对简单,烟温调节区间要求不高(10℃以内)时可适当考虑。

缺点:

n由于省煤器给水的换热系数远小于烟气,所以给水旁路调节烟温的效果不明显;

n由于进入省煤器的给水量减少,会导致省煤器出口超温;

n省煤器给水旁路的存在降低了给水与烟气的换热效果,使得排烟温度升高,降低了锅炉热效率(0.5%~1.5%)。

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3省煤器采取分组布置

方案描述:将原有省煤器靠烟气下游部分受热面拆除,在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。给水先通过位于SCR反应器后面的省煤器,再引至位于SCR反应器前面的省煤器。这样通过减少烟气在SCR之前的传热面实现提高烟温的目的。

优点:

n锅炉的总的热量分配和排烟温度与改造前相比基本保持不变,保证了锅炉热效率不受影响;

nSCR入口烟温可提升范围大。

关于超临界火电机组全工况脱硝技术改造的探讨

缺点:

n省煤器改造量大,投资成本相对较高;

n改造后脱硝催化剂的运行温度整体提高,可能偏离催化剂的最佳反应温度,有催化剂烧结的风险;

n增设的SCR后省煤器需要一定空间安装,场地要求更高。

为保证高负荷下SCR安全运行,本方案改造的重点是如何最大比例的分割省煤器面积。一般以锅炉夏季BMCR负荷下SCR入口烟温不超过400℃作为分割原则,以此计算省煤器分级改造的效果,以某600MW级机组改造设计方案为例:

关于超临界火电机组全工况脱硝技术改造的探讨

为保证SCR入口烟温在夏季BMCR负荷下不超过400℃,可按照此原则进行省煤器分级,分级后,SCR入口烟温在高负荷下提高19℃,在低负荷下提高18℃,在SCR出口新增H型鳍片省煤器保证改造后不升高锅炉排烟温度,不降低锅炉效率。

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