宽负荷脱硝技术

国家核电上海发电设备成套设计研究院有限责任公司丁士发知识产权声明本文件的知识产权属国家电力投资集团公司及其相关产权人所有，并含有其保密信息。对本文件的使用及处置应严格遵循获取本文件的合同及约定的条件和要求。未经国家电力投资集团公司事先书面同意，不得对外披露、复制。IntellectualPropertyRightsStatementThisdocumentisthepropertyofandcontainsproprietaryinformationownedbySPICand/oritsrelatedproprietor.Youagreetotreatthisdocumentinstrictaccordancewiththetermsandconditionsoftheagreementunderwhichitwasprovidedtoyou.NodisclosureorcopyofthisdocumentispermittedwithoutthepriorwrittenpermissionofSPIC.目录一、背景介绍二、技术方案三、方案对比四、灵活性改造五、结论一、背景介绍发改委、环保部、能源局三部委于2015年12月11日印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求电厂于2020年前实现超低排放，并且东部、中部提前到2017、2018年完成。其中NOX排放要求达到50mg/m3（基准含氧量6%)。为达到这一排放指标，电厂除进行炉内低氮燃烧器改造外，必须安装烟气脱硝装置，如选择性催化还原装置。一、背景介绍通常SCR装置的最佳反应温度范围为300℃~400℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求。一、背景介绍其中SO3和NH3为浓度，是硫酸氢铵形成的初始温度;为综合了排烟烟气温度和空预器冷段金属壁表面温度的数值可以看出Radian数越大表示硫酸氢铵形成的可能性越高硫酸氢铵的形成量随着NH3浓度的增加而增加高SO3/NH3摩尔比将促进硫酸氢铵的形成及在空预器的沉积33[SO][NH]([T][T])IFTrepRadianIFTTrepT硫酸氢铵形成的动力学模型一、背景介绍SCR入口烟气温度和负荷的关系曲线烟温与负荷关系机组在340MW负荷工况下，省煤器出口烟温开始小于315℃，根据利港电厂脱硝规程，最低投运烟温在315℃，如果负荷进一步降低，SCR反应温度将不能达到，存在宽负荷脱硝的需求二、宽负荷脱硝技术通过改变省煤器的吸热量达到改变省煤器出口烟温的方法省煤器换热传热系数K传热温压dQKHt1212log(/)TTTTTinwateroutgasoutwateringasTTTT,,2,,1TT提高SCR入口烟气温度：Tgasout二、技术方案工质侧控制流量，旁路一部分流量进入下降管另一部分将下降管中流量通过循环泵重新打回到省煤器入口，实现工质的再循环减小省煤器传热温压水侧调节精准，调节幅度大给水置换省煤器方案二、技术方案省煤器流量置换效果负荷50%THA40%THA210MW项目改造前改造后改造前改造后改造前改造后给水流量t/h845845686686551551再循环流量t/h020004000500旁路流量t/h018002700305下降管温度℃298.8295.1292.3282276.9260.5实际进入省煤器温度℃236254.1226271215281.7省煤器出口烟温℃303315285315271315省煤器悬吊管温度℃298.8309.7336.6314276.9310.4省煤器悬吊管汽化温度℃354.9354.9334334324.9324.9排烟温度℃102.4105.795.3103.690.49100.46锅炉效率%93.5793.3993.7793.3194.1793.49二、技术方案省煤器流量加泵方案热水再循环加泵方案将原理图中的方案，根据自身的需求计算设计一个满足要求的泵，整个方案与启动系统无关，不影响启动系统，安全可靠省煤器流量不加泵方案二、技术方案利用启动循环泵来代替原热水再循环方案中的再循环泵，实现热水再循环方案。整个方案在保证原启动系统正常运行的基础，即减少了投资，又解决了低负荷投脱硝的工程问题二、技术方案不加泵方案注意：利用旧有循环泵要考虑启动系统的安全性启动循环泵的性能是否合适热水再循环系统用了启动循环泵之后，机组从干态转湿态如何应对在与利港电厂沟通之后，明确了在210MW可以运行在干态下，因此热水再循环系统不加泵，可以利用原启动循环泵来实现系统。启动循环泵正常工作时，流量较需求值较大，需要将多余流量从自身旁路返回下降管中。不加泵方案评价二、技术方案现场设备（管道阀门）止回阀调节阀电动闸阀2017.6.19号（投简单水旁路系统）试验数据二、技术方案二、技术方案2017.6.20号（仅投省煤器再循环系统）试验数据二、技术方案2017.6.22号（投给水置换式省煤器系统）试验数据二、技术方案2017.6.22号该系统试验画面二、技术方案2017.8.29号（给水置换式省煤器系统）停炉前深度调峰能力试验二、技术方案2017.8.29号（给水置换式省煤器系统）停炉前深度调峰能力试验不投运时SCR入口烟温分布二、技术方案2017.8.29号（给水置换式省煤器系统）停炉前深度调峰能力试验投运后180MW下SCR入口烟温分布二、技术方案2017.8.29号（给水置换式省煤器系统）停炉前深度调峰能力试验投运后180MW下SCR入口烟温分布二、技术方案两次试验数据与理论计算值比较负荷MW项目蒸发量t/h再循环流量t/h旁路流量t/h给水温度℃实际进入省煤器温度℃省煤器流量t/hSCR入口烟温℃SCR入口提升烟温℃250理论计算74050030522928393533030试验数据740530270229286100033030180理论计算56053027021227682032150试验数据56054025021228185032150三、方案比较加泵方案不影响系统安全可靠投资大不加泵方案投资小系统复杂循环泵需要校核两方案对比四、灵活性改造四、灵活性改造低负荷稳燃改造机组负荷快速升降宽负荷脱硝改造机组供热能力改造余热利用改造燃料灵活性运行灵活性快速爬坡快速启停深度调峰油、气生物质五、结论提升烟温幅度可以达到40℃左右温升，保证催化剂温度通过水侧控制流量的方法，调节精准投资较小，不对锅炉本体进行改造，改造量小另外也可以满足后续深度调峰的要求给水流量置换省煤器方案是目前宽负荷脱硝方案中优选方案之一