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灞桥热电厂宽负荷脱硝改造的技术路线选择和实施效?/p>
作者:大唐陕西发电有限公司灞桥热电?/p>
秦刚
1
项目的由?/p>
灞桥
2
×
300MW
机组锅炉的省煤器出口烟气温度(即
SCR
入口烟气温度)长期低于设
计值,
100%BMCR
工况条件下该温度?/p>
325
-
330
℃,
65%BMCR
工况条件下该温度低至
295
℃?/p>
脱硝装置只能?/p>
65
-
100%BMCR
工况条件运行,但是机组却必须?/p>
50
-
100%BMCR
工况?/p>
件下调峰运行,因此为保证
99%
以上的脱硝装置投入率
,
必须实施宽负荷脱硝改造,提高?/p>
负荷工况条件下的
SCR
装置入口烟气温度?/p>
使脱硝装置在
40-100%BMCR
工况条件下能够正?/p>
投入?/p>
鉴于脱硝
SCR
催化剂设计正常工作温度范围以及催化剂允许使用上下限温度范围,
即下
限温度为
310
℃,上限温度?/p>
420
℃,温度差为
110
℃。因此我厂提?/p>
40-100%BMCR
工况?/p>
件下?/p>
SCR
反应器入口烟气温度≥
310
℃,使脱硝装置在
40-100%BMCR
工况条件下能够正?/p>
投入,满足机组调峰运行的要求?/p>
不论哪种技术路线都必须将低负荷工况条件下的
SCR
反应器入口烟气温度提?/p>
35
℃?/p>
在确保烟?/p>
SCR
入口温度达标的情况下,尽量降低热力系统的复杂程度、投资及运行成本?/p>
2
技术路线分?/p>
当前适用于提高脱硝投运率的技术路线有?/p>
省煤器烟气旁路?/p>
省煤器水旁路?/p>
省煤器分
隔、给水加热、省煤器分级等,需要按照设备的实际情况并通过技术经济比较后选取?/p>
2.1
省煤器烟气旁?/p>
从锅炉省煤器前或低温过热?/p>
(
低温再热?/p>
)
前引出高温烟气,
通过旁路烟道?/p>
调节挡板
与进?/p>
SCR
反应器的烟气混合来调?/p>
SCR
入口烟温?/p>
高负荷时关闭挡板门,
低负荷时调节?/p>
板门开度,
以达到机组低负荷运行时脱硝设施投运的温度条件?/p>
计算表明
40%MBCR
工况条件
下能?/p>
SCR
入口烟温提高?/p>
15
?/p>
(20%
的烟气量走旁?/p>
)
?/p>
该技术的优点是系统简单?/p>
投资成本低,
但是低负荷运行时会使省煤器吸热量减少?/p>
?/p>
成排烟温度上升,降低锅炉效率。此外,烟气旁路技术对旁路烟道挡板门的性能要求较高?/p>
若调节挡板变形造成关闭不严?/p>
则将使高温烟气被大量无谓旁路?/p>
影响锅炉效率?/p>
若调节挡
板发生卡涩,则其会失去调节的作用。极端情况下,满负荷工况条件下若挡板门内漏量大,
可能会使省煤器出口烟温达?/p>
400
℃以上,从而导致催化剂烧结损坏。因此烟气旁路存在一
定的技术风险?/p>
2.2
省煤器给水旁?/p>
省煤器给水旁路的方法是从省煤器进口集箱以前直接将部分给水短路?/p>
给水旁路在低?/p>
荷时通过调节阀调节旁路给水流量?/p>
使省煤器进口水量减少来降低省煤器的吸热,
从而提?/p>
省煤器的出口烟温?/p>
该技术的优点是改造设备少?/p>
投资费用低?/p>
但由于水侧换热系数要比烟气侧的换热系?/p>
高出近两个数量级?/p>
给水流量变化虽然影响水侧换热系数?/p>
但对省煤器总的传热系数影响?/p>
小,
省煤器的吸热量减少有限,
该方案对烟气温度的调节范围有限?/p>
同时也会导致低负荷排
烟温度的上升,影响锅炉效率。此外,对于亚临界锅炉,还存在给水在省煤器管内汽化的?/p>
险,一般不建议应用于亚临界锅炉?/p>
2.3
省煤器分隔档?/p>
省煤器分隔技术是将原有省煤器烟道用隔板分隔为多个内置独立通道?/p>
并分别设置烟?/p>
挡板。低负荷时,通过调节烟道挡板门,减少省煤器换热量,计算表?/p>
40%MBCR
工况条件?/p>
能将
SCR
入口烟温提高?/p>
15
℃(关闭
1/4
的省煤器入口烟道?/p>
?/p>
该技术的优点是投资成本低?/p>
但是对烟道挡板门的性能要求较高?/p>
若调节挡板变形造成
关闭不严或卡涩将造成调节失灵,且该技术同样会造成锅炉效率的降低?/p>
2.4
加装零号高加
零号高加技术是在回热系统的
1
号高加前增设零号高加?/p>
低负荷时?/p>
投入零号高加提升
给水温度,降低省煤器换热量,进而提高省煤器出口烟温。零号高加会降低汽机热耗,但系
统较为复杂,
同样也存在锅炉水循环系统安全性和效率降低的问题,
且全厂的经济性不一?