660MW超超临界机组给水提温适应宽负荷脱硝运行的可行性研究

引言

习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出,中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取在2060年前实现碳中和。电力行业既是国民经济的基础产业,也是碳排放重点行业。双碳目标的引领带来了我国电力供应结构的巨大变化,全国能源信息平台发布数据显示,2020年全国煤电装机容量占全部装机容量的49.07.,煤电占比历史性首次降至50.以下。目前,我国水电、风电、光伏装机容量已经稳居世界第一位,随着"十四五"期间国家大力发展新能源,煤电装机容量占比将会进一步下降,在清洁低碳、安全高效的电力能源体系建设过程中,煤电的市场定位变为调峰和兜底保供,国家电网也在大力推进煤电机组深度调峰灵活性改造,为光伏发电、风电等新能源提供更大的发展空间。因此,提升机组的深度调峰能力成为当前所有煤电企业生存发展的关键环节。

1设备简介

苏晋保德煤电有限公司安装两台660%w超超临界低热值煤空冷发电机组,选用上海锅炉厂生产的sG2102/29.40-%型超超临界锅炉,上海汽轮机厂引进西门子技术生产的ZKN660-28/600/620直接空冷汽轮机,配套上海电机厂生产的0FsN-660-2型水-氢-氢冷却式发电机。烟气脱硝、脱硫工程同期建设投运。#1、#2机组分别于2020年12月24日和2021年1月25日移交商业运行。

脱硝系统采用选择性催化还原(SCR)工艺,脱硝工艺系统按入口N0X浓度300mg/Nm3、处理100.烟气量、最终N0X排放浓度不大于45mg/Nm3、脱硝效率≥85%进行设计,SCR装置能在入口烟气温度300~420℃条件下持续安全运行。

为了适应电网深度调峰的要求,结合同类型机组运行情况,公司计划实现机组深度调峰至30%(198MW)的运行目标。在电科院深度调峰摸底试验后得出结论:公司机组无助燃最低稳燃负荷为190MW(为额定电负荷的28.8%),此负荷下机组各辅机运行正常,各运行参数稳定,汽温在可调整范围内,壁温无超温问题,高低加疏水正常,脱硫、除尘系统运行正常。机组设备基础良好,不足之处是SCR入口烟温低值时到302℃,接近SCR装置入口烟气温度运行下限300℃,烟温调整裕量较小,极易在运行中脱硝退出造成环保事故。本厂在基建设计之初已采用两级省煤器,但在实际运行中,由于实际燃用煤种收到基全水含量、收到基全硫含硫量、干燥无灰基挥发分等均低于设计煤种和校核煤种,机组调至30%~40%额定发电负荷时,SCR入口烟气温度在295~302℃范围波动,偏离了最低300℃的喷氨烟温。

脱硝入口烟温低于300℃的最低喷氨烟温,脱硝系统会被迫停运,造成电厂排放超环保指标,不但拿不到脱硝电价补贴,而且会面临环保部门的巨额罚款。同时,机组长时间在此温度下运行,会影响催化剂活性,缩短其使用寿命;且当SCR烟气温度较低时,氮氧化物与氨气反应不充分会生成铵盐NH4Hs04,造成空预器堵塞,引起风机电耗增大和失速等问题。因此,如何在低负荷下保持脱硝系统入口烟温是影响保德煤电机组深度调峰的关键问题。

2灵活性改造技术路线

保证SCR脱硝装置适应机组宽负荷运行,目前主要有两种技术方案:一种是以提升锅炉烟温满足催化剂要求为手段,主要开展脱硝装置入口烟温提升改造,一般集中在省煤器区域的烟气侧和给水侧进行改造,目前大部分电厂采用省煤器区域改造方案,省煤器烟气侧改造方案主要采用烟气旁路技术,省煤器给水侧改造方案包括省煤器给水旁路、省煤器热水再循环、省煤器分级布置,另外还有在汽机房给水系统改造的#0高加方案;另一种是以宽负荷低温催化剂适应低负荷时烟温要求为手段,确保催化剂能满足机组低负荷运行要求,虽然目前适应250~420℃条件的宽负荷催化剂在国家能源集团和发电厂有所应用,但这项技术使用很少。

在改造技术路线的选择上,公司和设计单位进行了充分的酝酿比对:

方案一:省煤器烟气旁路改造方案主要是采取在尾部烟道加装烟气旁路的方式,把高温烟气引出来送到SCR系统入口烟道,从而提高低负荷工况时脱硝入口烟气温度,旁路烟道上安装有调节挡板进行烟气流量的调节。该方案已在同煤蒲州发电分公司、漳泽电力侯马热电分公司等工程中使用,方案系统简单,低负荷时烟温调节范围大,但省煤器入口前加装烟气旁路相当于减少了烟道中的高温烟气量,这样会减少省煤器吸热,从而影响汽水系统热量分配;另外,调节挡板增加了烟气侧阻力,机组高负荷下旁路调节挡板容易变形产生内漏,这些都会对锅炉效率产生一定影响。

方案二:省煤器给水侧改造方案中省煤器分级布置已经使用,但是未达到机组30%额定负荷运行的要求。继续整改工作量大、费用高、机组停运时间长,故不再考虑。

方案三:省煤器给水旁路改造主要是通过旁路部分给水、减少省煤器吸热量,从而改变省煤器出口烟气温度,在新装的旁路管道上安装电动调节阀,各种工况点通过调节省煤器内的水流量提升省煤器出口的烟气温度。这种方案已在阳西海滨发电厂、中电投贵溪电厂等工程投入使用,方案系统布置简洁,只需要增加旁路管道和电动调节阀就行,但旁路水量较多时会造成省煤器内部沸腾现象,工质混合不均匀的情况下会对系统水动力产生影响,所以省煤器旁路的水量不能太大,烟气温度调节范围一般小于10℃。另外,机组双烟道布置时省煤器旁路管道布置困难,这种方案只适用于单烟道机组。

方案四:省煤器热水再循环方案包括两个子系统,首先布置一个省煤器给水旁路系统,再叠加一个省煤器给水再循环系统,即从锅炉省煤器出口靠近集箱出口处与省煤器给水旁路接口点之间的管道上某点引出部分热水,再用热水循环泵把热水送至省煤器入口给水管路靠近省煤器进口集箱处,这样就可以提高进入省煤器的给水温度,从而进一步提高省煤器出口烟温。这种方案在粤电集团沙角C发电厂中已经使用,使用此方案后烟气温度可以在0~60℃之间调节,完全能够满足全负荷脱硝烟温要求,而且调节精确、快速。但是因为系统复杂,增加高温高压下运行的炉水循环泵系统,对泵及阀门的性能要求较高,初投资比较大,对锅炉效率有一定影响。

方案五:#0高加方案即使用可调节抽汽加热锅炉给水技术,在汽轮机高压缸处选择一个合适的抽汽点,同时增加一个抽汽可调式给水加热器。在机组负荷降低时,通过调节阀控制该加热器的入口压力基本不变来维持给水温度基本不变。这种方案在大唐托克托电厂、上海外高桥电厂等项目进行了使用,采用此方案后,在机组负荷变化时能使省煤器出口烟温保持稳定,使脱硝设备一直在接近最佳工况下运行,而且增设#0高加后对机组整体效率没有影响。但是这种方案增加设备较多,工程造价大,而且增设#0高加必须在新建或现有机组对高压缸改造中才能实施。

方案六(采用方案):通过对现有方案的分析比较,结合现场实际情况,公司从对机组整体效率影响最小的角度出发,提出一种基于高效压力混配装置的低负荷给水提温技术。通过增设高效蒸汽喷射器,利用低过高品质蒸汽引射一抽蒸汽,混合后进入#1高加,提高进汽参数及#1高加进汽量,从而提升给水温度,达到减少省煤器区域吸热量,提高省煤器出口烟气温度的目的:同时增设高效蒸汽喷射器旁路系统,以保证高效蒸汽喷射器可随时退出运行。基于高效压力混配装置的低负荷给水提温技术系统如图1所示。

采用此系统后,可以实现机组脱硝全负荷调节:机组并网时采用低过蒸汽直接减温减压的方式进入#1高加,提高#1高加的出水温度,进而提高锅炉的给水温度:当负荷上升到20%~25%时,可以启用蒸汽混配模

式,利用低过蒸汽提高一抽的参数及流量,进而提高#1高加的出水温度:当负荷升到40%~50%区间时,恢复到原来一抽正常运行模式。系统主要通过低过出口的蒸汽调门来控制,当调门关到最小位置时,一抽恢复到原来的运行模式。本项目设备系统改造简单,系统可靠性比较高。

3改造施工和调试

确定改造技术路线后,对计算的低过汽源引出量与上海锅炉厂设计室进行了交流,确认引出蒸汽量不影响锅炉运行安全。然后在保德煤电#2机组进行了方案实施,本次改造施工难点如下:

(1)高效蒸汽喷射器选型及布置。高效蒸汽喷射器是本次改造的核心设备,为了达到设计参数,保证运行安全,本项目选用了FIs0NIC品牌高效蒸汽喷射器,设备布置在汽机房屋顶空旷位置,设计了隔音房以减小运行噪声。因高效蒸汽喷射器供货周期长,设计参数确定后需要提前订货。

(2)低过蒸汽管道开孔和接引。低过蒸汽管道接引时从左、右侧低过蒸汽管道分别接出,合并为一根管道后送往高效蒸汽喷射器,低过蒸汽管道处施工空间狭窄,施工难度较大。本项目采用低过集箱开孔后焊接集管座,然后接引蒸汽管道的方案,所有焊口按规范进行热处理和射线检查,保证焊接质量符合电力施工规范要求。

(3)疏水管路布置。本项目所有疏水管路全部接入汽轮机疏水集管后送入汽轮机排汽装置,保证所有疏水有效回收,整个疏水管路施工现场路线长,布置比较复杂。

施工时首先进行高效蒸汽喷射器布置和中间管路施工(工期约20天),中间部分施工完毕后选取机组临停的时机进行系统接入(工期5~7天),最后进行系统吹扫和调试投运(工期3~5天),在机组小修期间可以完成。2021年7月22日,保德煤电#2机组发电负荷稳定在(190±5)MW:02:40,给水提温系统开始投运,高效蒸汽喷射器入口电动调节门缓慢开启:02:50,高效蒸汽喷射器入口电动调节门开度为30%,此时关闭高效蒸汽喷射器旁路电动阀,高效蒸汽喷射器独立运行并带负荷工作,高效蒸汽喷射器出口压力及温度开始提高:逐渐开大高效蒸汽喷射器入口电动调节门开度,至03:20高效蒸汽喷射器入口电动调节门全开。系统投运后运行可靠稳定,性能良好。#2机组#1高加出口给水温度由232.6℃提高22.1℃至254.7℃:SCR反应器平均入口烟气温度为329.4℃(最高温度点为341.8℃,最低温度点为318.5℃),较改造前SCR反应器平均入口烟气温度314.7℃(最高温度点为326.6℃,最低温度点为304.8℃)提升了14.7℃。#2机组SCR反应器入口烟气温度得到大幅改善,机组在同等低发电负荷工况下,宽负荷脱硝能力大幅提升,达到改造预期目标。

4结论

实施给水提温适应宽负荷脱硝运行改造后,保德煤电#2机组最低负荷从280MW(42.4%)降低至190MW(28.8%),机组深度调峰能力显著提高,可以有效保障当地电网对风电、太阳能等新能源的吸纳能力,减少了弃风弃光的资源浪费。同时,可以进一步增强机组在电力辅助服务调峰市场的竞争力和盈利能力,即使面对山西电力现货交易市场,在低电价或零电价区段,电厂可以通过报价减少机组负荷90MW,从而提升机组盈利能力。

实践证明,给水提温适应宽负荷脱硝运行是一项方案可行、系统简单、安全可靠的脱硝装置入口烟温提升技术,能够可靠满足超超临界机组深度调峰工况运行参数要求,为SCR脱硝装置改造提供了新的思路,值得在同类工程中推广应用。