呂少勝曲海云

(中國電建集團(tuán)河北省電力勘測(cè)設(shè)計(jì)研究院有限公司,河北 石家莊 050031)

1 寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)概況

寬負(fù)荷高效回?zé)峒夹g(shù)是基于熱力系統(tǒng)回?zé)嵩?其關(guān)鍵是機(jī)組低負(fù)荷時(shí)提高給水溫度,從而滿足電網(wǎng)調(diào)頻需求以及節(jié)能減排的社會(huì)需求。通過此技術(shù)可達(dá)到2個(gè)目標(biāo):通過設(shè)置高參數(shù)汽源接入的0號(hào)高壓加熱器,擴(kuò)大機(jī)組低負(fù)荷給水系統(tǒng)穩(wěn)定溫度區(qū)域的寬度,進(jìn)而減少冷源損失,提高機(jī)組效率;當(dāng)機(jī)組負(fù)荷低時(shí),給水溫度提高后,可有效提高部分負(fù)荷經(jīng)過省煤器后的煙氣溫度,并可確保SCR 在寬負(fù)荷范圍內(nèi)處于催化劑高效區(qū)的運(yùn)行,有效防止了在低負(fù)荷時(shí)脫硝裝置的退出,從而實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排的目的。

在汽輪機(jī)發(fā)電廠中,通過配置多級(jí)回?zé)嵯到y(tǒng)逐級(jí)加熱凝結(jié)水和給水,以提高熱力系統(tǒng)循環(huán)效率。而回?zé)嵝视峙c最佳回?zé)峤o水溫度密切相關(guān),給水溫度與抽汽的壓力成正比,即抽汽壓力越高,給水溫度越高。目前國內(nèi)的汽輪機(jī)發(fā)電廠基本采用滑壓運(yùn)行模式,伴隨著機(jī)組負(fù)荷的下降,抽汽壓力隨之下降,導(dǎo)致給水溫度也隨之下降,從而制約了機(jī)組整體熱力循環(huán)效率。

寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)通過配置0號(hào)高壓加熱器,在機(jī)組負(fù)荷處于80%負(fù)荷及以下時(shí),0號(hào)高壓加熱器投入運(yùn)行,可有效提高給水溫度,使其接近最佳回水溫度,提高機(jī)組效率。在機(jī)組負(fù)荷高的時(shí)候,由于0號(hào)高壓加熱器投入運(yùn)行時(shí)給水溫度升高有限,同時(shí)降低機(jī)組出力,影響機(jī)組滿負(fù)荷發(fā)電,可在80%負(fù)荷以上逐漸將0號(hào)高壓加熱器切除。該寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)應(yīng)用到了國內(nèi)某1 000 MW 超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組工程中,機(jī)組于2019年4月通過168 h試運(yùn)行并成功投入商業(yè)運(yùn)行中。該項(xiàng)目汽輪機(jī)采用超超臨界參數(shù)、一次中間再熱、單軸、五缸六排汽、三背壓、濕冷、凝汽式汽輪機(jī)。汽輪機(jī)參數(shù)為28 MPa/600 ℃/620 ℃,額定給水溫度298.4 ℃,回?zé)嵯到y(tǒng)采用11級(jí)抽汽(0號(hào)高壓加熱器+3級(jí)高壓加熱器+1級(jí)除氧+6級(jí)低壓加熱器)。

2 系統(tǒng)關(guān)鍵參數(shù)確定

高壓汽源的選擇決定著寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)的可行性,工程采用從高壓缸上打孔抽汽作為寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)的高壓汽源的形式,根據(jù)主機(jī)廠提供的熱平衡圖數(shù)據(jù),可知汽輪機(jī)高壓缸0段抽汽參數(shù)及疏水溫度參數(shù)如表1所示。

表1 汽輪機(jī)高壓缸0段抽汽及疏水溫度參數(shù)

3 熱經(jīng)濟(jì)性分析

在工程設(shè)計(jì)中,經(jīng)過與汽輪機(jī)廠多次配合,當(dāng)機(jī)組不投入0號(hào)高壓加熱器時(shí)100%THA、80%THA、75%THA、50%THA 等4 個(gè)工況機(jī)組主要熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)見表2。

表2 不投入0號(hào)高壓加熱器機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)

在實(shí)際運(yùn)行中,當(dāng)機(jī)組負(fù)荷處于80%負(fù)荷及以下時(shí)0號(hào)高壓加熱器投入運(yùn)行,可有效提高給水溫度,使給水溫度接近最佳回水溫度,從而提高機(jī)組效率。當(dāng)0 號(hào)高壓加熱器投入時(shí),100%THA、80%THA、75%THA、50%THA 等4個(gè) 工況給水溫度分別提高6.1 ℃、21.1 ℃、24.3 ℃、22.2 ℃。假定機(jī)組在出力恒定的情況下,機(jī)組熱耗分別降低2 kJ/k Wh、21 kJ/k Wh、40 kJ/k Wh、37 kJ/k Wh,節(jié)能效果明顯,特別是在80%THA工況及以下,節(jié)能效果更加明顯。機(jī)組投入0號(hào)高壓加熱器后的水溫及熱耗變化情況見表3。

表3 投入0號(hào)高壓加熱器后水溫及熱耗變化

伴隨著省煤器入口給水溫度的提升,鍋爐排煙溫度也會(huì)相應(yīng)提高,導(dǎo)致鍋爐效率略有下降。根據(jù)鍋爐熱平衡計(jì)算結(jié)果,當(dāng)0號(hào)高壓加熱器投入80%THA、75%THA、50%THA 等3個(gè)工況,鍋爐效率分別下降約0.05%、0.06%、0.10%。綜合考慮熱耗、鍋爐效率的降低,折合到機(jī)組發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗3 個(gè)工況分別下降1.25 g/k Wh、1.29 g/k Wh、1.07 g/k Wh,收益明顯,特別是在75%THA 工況達(dá)到最高值。投入0號(hào)高壓加熱器后的機(jī)組經(jīng)濟(jì)指標(biāo)值見表4。

表4 投入0號(hào)高壓加熱器后機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)(單臺(tái)機(jī)組)

從相關(guān)的性能實(shí)驗(yàn)和實(shí)踐報(bào)告中能夠充分看出,在有效利用該系統(tǒng)之后所產(chǎn)生的效益有著巨大的增加,節(jié)能效益得到充分的呈現(xiàn)。100%THA、80%THA、75%THA、50%THA 等4個(gè) 工況煤耗值分別降低0.07 g/k Wh、1.25 g/k Wh、1.29 g/k Wh、1.07 g/k Wh。機(jī)組熱耗及煤耗值明顯下降,項(xiàng)目運(yùn)行成本得到了極大的減少。從表4可以看出,機(jī)組投入0號(hào)高壓加熱器后從全廠熱效率角度綜合考慮,每臺(tái)機(jī)組年節(jié)約成本約410.7萬元,節(jié)能效果明顯。

4 減排效果分析

4.1 脫硝設(shè)計(jì)選擇

依據(jù)本工程設(shè)計(jì)煤種,脫硝工藝采用選擇性催化還原脫硝工藝(SCR)法,入口NOx濃度按300 mg/m3(6%O2)考慮,每套脫硝裝置處理煙氣量為每臺(tái)鍋爐BMCR 工況下100%的煙氣量。脫硝效率按不小于85%設(shè)計(jì),催化劑“2+1”布置。脫硝裝置不設(shè)置煙氣旁路和省煤器高溫旁路系統(tǒng)。

4.2 脫硝溫度要求

由于鍋爐燃燒和SCR 催化反應(yīng)過程中會(huì)產(chǎn)生SO3,當(dāng)SCR 溫度較低時(shí),煙氣中的SO3會(huì)與NH3反應(yīng)造成催化劑表面銨鹽沉積問題,覆蓋催化劑有效活性面積,使系統(tǒng)性能受到影響,反應(yīng)方程式如下:NH3+SO3+H2O→NH4HSO4;2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4;故機(jī)組運(yùn)行中要限制運(yùn)行溫度:最高運(yùn)行溫度430 ℃,最低運(yùn)行溫度320 ℃。受物理化學(xué)因素的限制,故本項(xiàng)目要求最低噴氨溫度320 ℃以上。而運(yùn)行溫度與催化劑反應(yīng)溫度關(guān)系不大,主要還是受煤質(zhì)因素的影響,且難于改變。所以只能通過提高低負(fù)荷工況下的反應(yīng)器入口溫度來改善。

本工程通過設(shè)置0號(hào)高壓加熱器,機(jī)組在不同負(fù)荷下平均給水溫度能維持基本不變。因而在低負(fù)荷下,給水溫度相對(duì)顯著提高,省煤器出口煙氣溫度亦相對(duì)升高,即使在最低負(fù)荷下進(jìn)入脫硝系統(tǒng)反應(yīng)器的入口煙氣溫度仍然能確保大于320℃,使催化劑安全運(yùn)行,從而使脫硝系統(tǒng)(SCR)在最低穩(wěn)燃以上負(fù)荷范圍內(nèi)不再需要退出運(yùn)行,大大提高了脫硝系統(tǒng)的利用率,顯著提升了機(jī)組的環(huán)保水平,減少了排放量。

從實(shí)驗(yàn)中能夠看出,在具體的操作環(huán)節(jié)有針對(duì)性的投用,應(yīng)用脫銷裝置SCR,在負(fù)荷大于50%THA時(shí)有效運(yùn)行并呈現(xiàn)出更顯著的效益,更大程度上實(shí)現(xiàn)節(jié)能高效。在50%THA 負(fù)荷工程下,實(shí)際給水溫度提高22.2℃。因此,在設(shè)置寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)后給水溫度將大幅提升,低負(fù)荷工況下SCR裝置入口的排煙溫度也將明顯提高,基本能滿足最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上噴氨運(yùn)行的要求。

4.3 污染物減排收益

根據(jù)本工程煤質(zhì)資料和熱力平衡計(jì)算得出本工程省煤器出口煙氣成分構(gòu)成為14.56%CO2、0.093 9 %SO2、72.59%N2、2.5%O2、10.26%H2O、BMCR工況省煤器出口煙氣溫度372 ℃、脫硝裝置入口NOx濃度300 mg/m3,SCR 裝置效率85%,50%BMCR工況下脫硝裝置入口的煙氣量為388.71 m3/s(干煙氣量),根據(jù)以上數(shù)據(jù)計(jì)算得出全年能減排NOx計(jì)90 t,節(jié)省排污費(fèi)用11.3萬元/年。

5 投資收益分析

寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)主要投資包括100%容量0號(hào)高壓加熱器、0號(hào)抽氣管道上的調(diào)節(jié)閥、隔離閥、止回閥及高溫高壓管道。根據(jù)設(shè)備、管道招標(biāo)情況統(tǒng)計(jì):單臺(tái)機(jī)組需增加1套0號(hào)高壓加熱器628.2萬元,配套的高溫高壓危機(jī)疏水調(diào)節(jié)閥、水側(cè)、汽側(cè)氣動(dòng)隔離閥等一套共計(jì)132萬元,1套電氣、控制費(fèi)用20萬元,1套管道、閥門及支吊架76萬元,總投資增加856.2萬元。收益為提升部分負(fù)荷工況熱經(jīng)濟(jì)性所帶來的收益410.7 萬(每臺(tái)機(jī)組)、排污費(fèi)用收益11.3 萬元/年(每臺(tái)機(jī)組)。根據(jù)以上投資增加、收益計(jì)算,設(shè)置寬負(fù)荷回?zé)嵯到y(tǒng),本工程每臺(tái)機(jī)組增加投資總計(jì)856.2萬元,總收益422.0 萬/年,靜態(tài)投資回收期約為2.1年。

6 結(jié)束語

工程設(shè)置了寬負(fù)荷高效回?zé)嵯到y(tǒng)利用汽輪機(jī)高壓抽汽,通過設(shè)置0號(hào)高壓加熱器,提高機(jī)組部分負(fù)荷工況的給水溫度,使給水溫度接近最佳回?zé)釡囟?增加熱力系統(tǒng)回?zé)崃?可改善熱力循環(huán)效率,降低機(jī)組供電煤耗。當(dāng)機(jī)組負(fù)荷低時(shí),省煤器中水溫下降,導(dǎo)致煙氣溫度也下降,脫硝裝置只能退出。給水溫度提高后,可有效提高部分負(fù)荷時(shí)鍋爐側(cè)經(jīng)過省煤器后的煙氣溫度?？纱_保SCR 在寬負(fù)荷范圍內(nèi)處于催化劑的高效區(qū)運(yùn)行,防止了在低負(fù)荷時(shí)脫硝裝置退出,提高了機(jī)組環(huán)保水平,具有節(jié)能減排的示范意義,同時(shí)具有較高經(jīng)濟(jì)性。