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深度︱火电灵活性改造形势下的低负荷脱硝分析

北极星电力网新闻中心  来源:瞻前顾后  作者:詹华忠Allen  2016/11/21 9:39:20  我要投稿  
所属频道: 火力发电   关键词: 火电灵活性 超低排放 燃煤电厂

北极星火力发电网讯:0前言

本文讨论了火电灵活性形势下的低负荷脱硝技术选择。参考了通用电气公司(GE)对外交流材料,并感谢同事尹向梅、焦永刚、赵冬贤、李春吉等在资料收集和讨论中给予的帮助。

(来源:瞻前顾后公众号  作者:詹华忠Allen)

1 市场驱动力和需求

1.1 超低排放

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%)。“十三五”期间,燃煤电厂超低排放改造规模约4.2亿千瓦。

1.2灵活性改造

2016年6月14日能源局正式启动提升火电灵活性改造示范试点工作,并公布了22个试点项目约18GW装机。技术要求是:(1)使热电机组增加20%额定容量的调峰能力,最小技术出力达到40%~50%额定容量;(2)纯凝机组增加15%~20%额定容量的调峰能力,最小技术出力达到30%~35%额定容量;(3)部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平,机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~25%。

“十三五”期间,灵活性改造规模达2.2亿千瓦,其中热电机组1.33亿千瓦(主要在三北地区),纯凝机组0.87亿千瓦。规模不小,约占现有煤电装机的25%左右。

1.3 问题的提出

灵活性改造形势下,原先改造过的未必能达到低负荷(有的叫宽负荷)脱硝要求;没有改造过的当然要考虑改造。那么,什么是最适合的低负荷脱硝技术路线呢?

脱硝当然主要靠尾部烟气的选择性催化还原(SCR)。问题是催化剂娇贵得很,烟温低不成高不就,烟温高了低了都不玩。

各电厂的情况如炉型、煤种有所不同,烟温-负荷曲线有所不同,但下降趋势是一样的。如果没有有措施,有的电厂在50%负荷左右SCR就因达不到入口烟温而退出运行,SCR成了摆设。在30%负荷甚至未来20%负荷下,SCR入口烟温要提升几十度,哪种方法是最可靠、经济的手段?

2 低负荷脱硝技术

微信圈里已经有不少文章介绍过低负荷脱硝技术。这里也做个详细的汇总。

2.1 分割布置省煤器

也有叫分级省煤器。

原理:将部分省煤器管排移至SCR之后,减少了前部省煤器吸热量从而提高SCR入口烟温。

优点:移到SCR后面的省煤器受热面继续降低SCR排出的烟气温度,不抬高空预器出口烟温,理想状态下不降低锅炉效率。

缺点:1)改造受限于SCR后烟道空间与荷载;2)施工周期长;3)改造成本高;4)改造后无法调节烟温,煤种适应性差;5)提温幅度受限于满负荷下烟温;不适用于超低负荷要求,工况适应性差。有可能高负荷下超温而低负荷下欠温,这叫甘蔗没有两头甜。

结论:不推荐做灵活性改造用

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