300MW级循环流化床机组调峰能力改造分析.pdf
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1、2023年第6 期特种设备安全技术300MW级循环流化床机组调峰能力改造分析谢民1陈佳丽!吴燕雄摘要燃煤发电机组最低发电负荷下稳定运行是目前“十四五”期间煤电机组改造的重要内容,是实现2 0 30 年碳达峰,煤电在电力系统中从基本电源、主力电源向支撑性、调节性电源转变的重要前提保障。文章以30 0 MW级循环流化床机组调峰能力改造为例,对锅炉省煤器、SNCR、锅炉受热面等的改造方法进行了分析研究,为同类型机组的调峰改造提供借鉴。关键词调峰能力SCR脱硝系统ABS烟气再循环度区为8 2 0 9 50,超过此温度区间会因氨的分解0引言降低NOx还原率,低于此温度区间氨与NOx的反应速近年来,在人类
2、命运共同体理念的指导下,为了全度会下降,造成氨逃逸增加,降低NOx还原率。机组人类的共同利益,我国大力推行能源结构的改革,由国设计炉膛出口NOx浓度为38 0 mg/m(标态、干基、6%0 2,家发改委、国家能源局印发关于开展全国煤电机组改下同),超低排放要求NOx排放浓度不高于50 mg/m造升级的通知(发改运行【2 0 2 1】1519 号)中指出2运行现状到2 0 2 5年,全国火电平均供电煤耗降至30 0 克标准煤千瓦时以下。对无法实现此目标的煤电机组需加快创造条件实施节能改造,对无法改造的机组逐步淘汰关停,煤电机组应尽快进行灵活性改造,改变在能源结构中的主体地位,在“十四五”期间完成
3、2 亿千瓦,增加系统调节能力30 0 0 万一40 0 0 万千瓦,促进清洁能源消纳。我国供电结构长期以火电机组为主,但随着能源结构的改变,火电机组利用小时数下降,需要承担高速增长的非化石能源发电深度调峰功能,对设备低负荷安全性、经济性、快速变负荷的能力提出了更高的要求-3。1设备简介某30 0 MW机组为亚临界、单汽包、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、自然循环流化床锅炉。锅炉整体呈左右对称布置,支吊在锅炉钢架上,采用高温旋风分离器进行气固分离。锅炉由一个膜式水冷壁炉膛,三台汽冷式旋风分离器和尾部竖井三部分组成。炉膛底部是水冷风室两侧布置有一次热风道,空预器一二次风出口均在两侧,尾部采用双烟
4、道结构,前烟道布置了三组低温再热器,后烟道从上到下依次布置有四组低温过热器,向下前后烟道合成一个,在其中布置有两组螺旋鳍片管式省煤器和卧式光管式空气预热器。机组脱硝系统采用尿素法(SNCR)烟气脱硝工艺,配套尿素溶液制备系统、尿素溶液稀释系统、尿素溶液计量分配系统、尿素溶液喷射系统。SNCR运行最佳温收稿日期:2 0 2 3-0 4-172.1脱硝系统现状经过对脱硝系统进行测试发现,氧量对NOx原始排放浓度的影响明显,当SNCR出口平均氧量在9%左右时,NOx排放浓度约为2 50 mg/Nm,当平均氧量降低到7%左右时,NOx排放浓度约为2 0 0 mg/Nm。在130MW工况下,分离器平均人
5、口烟温低至7 50。随着负荷降低,分离器平均入口烟温降低而SNCR出口NOx开始快速升高,在8 0 MW工况下,分离器平均入口烟温低至59 6.5,已大幅偏离设计运行温度窗口8 2 0 900,SNCR 出口NOx升至2 37 mg/m,NO x 已无法满足超低排放指标50 mg/m的要求。表1为不同负荷工况下SNCR系统脱硝运行情况。表1不同负荷工况脱硝系统运行情况项目单位工况1工况2工况3工况4工况5主汽流量t/h床温905.4904发电负荷MW168.2136.59130.48104.7780.02负荷率%0.56分离器入口温度NOx排放值mg/m3从测试工况分析发现,脱硝系统制约机组调
6、峰的关键因素是2 0%50%低负荷段SNCR运行环境烟气中氧量较高,且SNCR系统运行烟温较低导致SNCR脱硝效率偏低,在两方面因素的共同影响下,使得氮氧化物排放无法满足超低排放要求,同时脱硝效率的降低极易导致尾部设备出现ABS沉积。因此提高低负荷下SNCR5154560.46750.14238800.433768710.35596.5237.32757360.27:14特种设备安全技术2023年第6 期系统入口烟温、降低SNCR运行氧量是保障机组安全运行、提高机组调峰能力的关键。2.2炉本体受热面现状锅炉在屏式过热器、低温过热器、高温过热器、屏式再热器处设置了金属壁温监测点,分析历史数据发现
7、屏式过热器在机组负荷低于10 0 MW时频繁出现超温点,图1为不同负荷下超温点壁温的平均统计数据。屏式过热器是机组重要的换热设备,存在的超温现象会使得锅炉在调峰运行时发生爆管危险,严重制约机组的调峰能力。不同负荷下屏过超温统计58057557056550055545510530图1屏式过热器管壁超温统计表2.3空气预热器运行现状机组空气预热器在烟气环境下,由于前部烟道中脱硝系统对SO的催化氧化作用以及烟气中逃逸的氨,容易造成空预器ABS堵塞,同时空预器末级也会因为低温腐蚀造成堵塞。原空预器BMCR工况下设计一次风侧、二次风侧、烟气侧设计阻力分别为2.40 kPa、2.40 k Pa、1.0 k
8、 Pa,表2是空预器烟气侧和空气侧BMCR工况下压差测试结果。表2 空预器压差测试结果项目单位设计值A侧空气预热器B侧空气预热器一次风静压差kPa2.40二次风静压差kPa2.40烟气侧静压差kPa表中测试结果显示一次风侧、二次风侧、烟气侧阻力平均值分别为3.0 0 kPa、2.56 k Pa、1.6 7 k Pa,空预器的一次风侧、二次风侧和烟气侧都存在静压差偏大的现象,可见空预器有一定程度的堵塞。通过对设计煤质中收到基硫分0.9 1%的计算发现,对应酸露点为7 1.6,理论上当空预器冷端壁温度高于酸露点温度时可以有效防止低温腐蚀以及酸液和烟气中的氨、飞灰中吸附的氨等发生反应,生成ABS和A
9、S造成空预器的快速堵塞。表3对空预器冷端的烟温和风温进行了测试统计。表3空气预热器冷端烟温、风温统计名称单位设计空预器出口烟温139一次风温二次风温空气预热器漏风率%从表中数据分析可见空预器冷端烟温远超酸露点71.6,但空预器漏风率严重偏离设计值,存在比较大的漏风。当空气侧低温空气漏入烟气侧时,会造成局部温度低于酸露点的现象,从而发生低温酸腐蚀,进而造成空预器堵塞,这与空预器静压差偏大的测试结果相一致。因此,解决空预器腐蚀、堵塞的问题,不仅需要控制风温、烟温、脱硝出口氨逃逸、烟气含湿量等参数,也需要减小空预器的漏风率。3调峰改造技术3.1NOx脱除效率提升改造技术目前火电机组为了满足NOx超低
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