李文成,譚增強,蒙 毅,趙 越
(1.江西贛能股份有限公司豐城二期發(fā)電廠,江西 豐城 331104;2.西安西熱鍋爐環(huán)保工程有限公司,陜西 西安 710054)
碳達峰、碳中和的“3060雙碳目標”及氣候峰會的階段性目標表明,風電、光伏等清潔能源將會加速發(fā)展;但風電與光伏具有隨機性、波動性、間歇性特點,大規(guī)模并網(wǎng)產(chǎn)生的功率及頻率波動將會超出傳統(tǒng)電源的調(diào)節(jié)能力。江西電網(wǎng)位于華中腹地,近年來經(jīng)濟發(fā)展迅速,電力負荷峰谷差大、變化快速,煤電電源占比60%左右,燃煤機組承擔著重要的任務(wù),然而燃煤機組的深度調(diào)峰能力和頻率調(diào)節(jié)能力相對水電和燃氣電廠較弱,因此江西電網(wǎng)整體調(diào)峰和調(diào)頻能力有限?,F(xiàn)役裝機容量巨大的燃煤機組調(diào)峰能力若能大幅度提升,將會進一步助力風光類新能源的發(fā)展,成為江西電網(wǎng)的“壓艙石”。
在機組低負荷時,脫硝SCR催化劑長時間在最低噴氨溫度以下運行時,脫硝反應(yīng)逃逸的氨會與SO3反應(yīng)生成硫酸氨和硫酸氫氨[1,2]。隨著國家對火電機組大氣污染物排放標準越來越嚴格,需要在保證機組安全和脫硝催化劑使用壽命的前提下,實現(xiàn)機組啟動并網(wǎng)前脫硝系統(tǒng)投入運行,NOx排放滿足《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)及地方環(huán)保排放要求[3]。
可通過脫硝催化劑性能試驗,確定不同硫份煤種對應(yīng)的催化劑MOT和該溫度下允許運行時間。催化劑在煙溫為305℃(對應(yīng)約300 MW負荷)條件下可安全穩(wěn)定運行,催化劑在煙溫為280℃條件下運行時會導致活性緩慢下降。在運行時間不超過3.0 h的條件下,可以通過升高機組負荷的方式使得催化劑性能恢復[4]。
應(yīng)在機組啟動期間優(yōu)化配煤,如采用高揮發(fā)分煤、低硫煤,以降低NOx生成量和最低噴氨溫度。
1)在鍋爐上水時投入輔汽加熱除氧器,提高除氧器出口水溫至最高允許溫度,避免鍋爐本體尤其是省煤器區(qū)域在啟動初期出現(xiàn)溫降。
2)汽輪機暖機過程中及時投入其它高加,利用沖轉(zhuǎn)乏汽的汽化潛熱加熱給水,防止省煤器出現(xiàn)較大的煙氣溫降,提高爐內(nèi)溫度,有利燃燒;增大沖轉(zhuǎn)進汽量以縮短暖機時間。
3)在鍋爐點火后,爐水因通過BCP泵在水冷壁中循環(huán)吸收熱量而提高溫度,并與少量鍋爐補水混合,從而有效提高了省煤器入口給水溫度,使得煙溫得到提升[5]。
通過配風、配煤、提升火焰中心位置等方法提高爐膛出口煙溫,從而提高脫硝入口煙溫。在汽輪機暖機過程中,可通過增大汽機高旁開度,適當增加燃料量,提高低溫再熱器入口溫度,調(diào)整煙氣再循環(huán)流量,調(diào)整再熱煙道擋板,增大尾部煙道低再區(qū)域的通煙量,有效提高脫硝入口煙溫[6]。
在啟動階段,提高蒸汽溫度可抑制蒸汽管道對煙氣的冷卻,使煙溫維持在較高水平。
1)開大啟動階段的高旁開度,提高再熱器入口蒸汽溫度,以提高煙溫。
2)延長3 000 rpm暖機時間提高再熱蒸汽溫度,遏制煙溫下降。適當降低沖轉(zhuǎn)參數(shù)以增加沖轉(zhuǎn)蒸汽流量,提高暖機效果,加快后期主、再熱蒸汽溫度的提升;防止因再熱蒸汽量增大而導致煙溫降低。
煙氣旁路主要是在冷態(tài)啟動初期以及低負荷工況下運行,通過調(diào)節(jié)主煙道調(diào)節(jié)擋板開度,來適當調(diào)節(jié)主煙道的阻力,并通過旁路煙道的調(diào)節(jié)擋板調(diào)節(jié)旁路中的煙氣流量,從而控制混合后的煙溫,高負荷運行時關(guān)閉擋板即可。抽取旁路煙氣的位置有多種選擇,如省煤器入口、低溫過熱器入口和更高參數(shù)的上游煙氣。旁路煙氣的抽氣位置越靠前則旁路的煙溫會越高,煙氣旁路對SCR入口的煙溫調(diào)節(jié)能力就越強,同時影響的爐內(nèi)受熱面就越多。煙氣側(cè)調(diào)溫旁路會帶來的問題是SCR入口煙溫分布偏差較大[7]。
省煤器水側(cè)旁路方案是在省煤器進口集箱前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道,將部分給水短路,直接引至省煤器吊掛管出口,水冷壁下集箱前,減少給水在省煤器中的吸熱量,以達到提高省煤器出口煙溫的目的。
采用省煤器水旁路方案時,需考慮以下幾個不利影響:1)減少了省煤器給水流量,工質(zhì)沒有足夠的過冷度,省煤器運行過程可能出現(xiàn)汽蝕,影響省煤器安全運行;2)省煤器換熱量減少,排煙溫度升高,降低了鍋爐效率;3)由于省煤器換熱的熱阻主要在煙氣側(cè),水側(cè)流量的變化對換熱系數(shù)影響很小,可以調(diào)節(jié)的煙溫范圍有限。對于SCR入口煙溫提升幅度較?。?0℃以內(nèi))的機組可采用本方案,而對于煙溫提升幅度較大的機組則不適用[8]。
將原省煤器下游部分拆除,在SCR后增設(shè)一定面積的省煤器換熱面;給水引至位于SCR反應(yīng)器后的省煤器,然后引至位于SCR反應(yīng)器前的省煤器中。通過減少SCR反應(yīng)器前的省煤器吸熱量,提高SCR入口煙溫。
省煤器分級布置[9]的主要缺點是:
1)此方案的改造難度大,工期長,投資成本相對較高,不適合老機組改造;
2)脫硝催化劑運行溫度整體提高,脫硝催化劑存在的高溫燒結(jié)風險上升;
3)SCR裝置后需要新增部分省煤器,這就需要對原有的鋼結(jié)構(gòu)及基礎(chǔ)進行校核,如果不能滿足要求,需要對鋼結(jié)構(gòu)及基礎(chǔ)進行加固。
在回熱系統(tǒng)1號高加后增設(shè)1臺0號高加,通過補汽閥接口從汽輪機中倒抽汽,從而提高進入省煤器的給水溫度,該方案優(yōu)點是在低負荷下可明顯提高進入省煤器的給水溫度,從而提高煙氣溫度,但對機組運行也存在如下影響[10]:
1)受限于高加設(shè)備加工制造的限制,需要對補汽閥出口蒸汽減溫、減壓后進入0號高加,節(jié)流損失降低機組經(jīng)濟性;
2)該方案投資較大,對運行控制水平要求較高。
抽汽引入一高加,在機組低負荷時投運該路抽汽,利用主蒸汽引射壓力回熱抽汽,其混合蒸汽進入輔助加熱器,加熱給水以提高給水溫度。最大可使機組煤耗率下降1 g/(kW·h),可提高SCR裝置進口煙溫。
基于省煤器給水旁路系統(tǒng),加裝省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng),進一步減少省煤器吸熱量以提高脫硝裝置入口煙溫。優(yōu)點:1)改造所需空間小,現(xiàn)場施工量較??;2)改造工期短,投資費用較低;3)系統(tǒng)簡單,可動態(tài)調(diào)節(jié)SCR入口煙溫;4)當鍋爐在高負荷下SCR入口煙溫滿足要求時,可關(guān)閉此系統(tǒng),維持鍋爐的整體效率不變。缺點:在低負荷下鍋爐效率有所降低。
SCR脫硝裝置的上游布置有多級對流受熱面和輻射受熱面,包括低溫過熱器、省煤器等。從煙氣換熱的具體過程考慮,如果設(shè)法減少煙氣通過這些受熱面時的換熱量,那么最終進入SCR脫硝裝置的煙溫必然提高。從煙氣和工質(zhì)的整個換熱過程來分析,要減少換熱量,有三個途徑:一是減少受熱面的面積;二是通過改變換熱面的物理特性來削弱換熱;三是減少參與換熱的工質(zhì)或煙氣量。
機組并網(wǎng)前投運脫硝系統(tǒng)技術(shù)路線以改變鍋爐尾部受熱面熱量分配、提高脫硝裝置入口煙溫為原則,結(jié)合機組工藝特性,全面分析啟動過程,優(yōu)化運行操作。
機組深度調(diào)峰投運脫硝系統(tǒng)技術(shù)路線以改變鍋爐尾部受熱面熱量分配、提高脫硝裝置入口煙溫為原則,結(jié)合機組工藝特性,全面分析深度調(diào)峰運行過程,在優(yōu)化運行操作的基礎(chǔ)上,進行輔助改造,實現(xiàn)機組深度調(diào)峰狀態(tài)下投運脫硝系統(tǒng)。