PDF《火电厂低负荷脱硝技术》

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5 方案1在较低负荷工况下运行可以取得良好效果. 在50%E-CR工况下,省煤器出口水温为288.16℃,与设计参数仅差1.25℃,满足设计烟温要求.在30%~50%ECR工 况下,汽包水温约为313.82~315.66℃,汽包压力10.4~10.65MPa,在30%负荷、循环水量827t/h时,电动调节装置应有 较好的灵敏性,保持锅炉水位安全裕度,该方案也降低了汽包与入口水温间的温度差,提高了汽包及其相关设备的寿 命. (3)省煤器旁通管路方案. 方案见图3. 图3省煤器旁通系统方案原理图 如图3示,省煤器旁通管路方案是将原来省煤器分为2部分,中间加设省煤器中间联箱.在负荷较高时,旁路阀门关 闭,给水从原来的蛇形管束流通,经过中间联箱到达上部省煤器.在负荷较低时,省煤器出口烟温低于300℃,此时 开启旁路阀门,将下部省煤器短路,此时给水只流过上部省煤器,而下部省煤器则处于干烧状态,这样减少了省煤器 换热面积,降低了省煤器内换热量,从而提高了省煤器的出口烟温. 当机组负荷低于50%时,省煤器出口烟气温度低于300℃,需要开始考虑使用旁通管路.由于旁通管路是按30%ECR 工况下省煤器出口烟温等于300℃而设置的,需要对50%ECR工况下省煤器出口烟温进行校核计算,检验是否在SCR反 应器的工作温度(300~400℃)范围内. 改造前壁灰污温度按《火力发电厂高压锅炉设备及运行》内式(17-51)计算: 改造后处于干烧的管束管壁灰污温度在长时间运行下可视为与烟气温度相等.见图4.由图4可知,在30%ECR工况 下,干烧管束温度与改造前管壁温度相比,高了4.2℃;

在50%ECR工况下,则升高了21.8℃,但低于100%ECR工况下 的管壁灰污温度,所以烟气温度的提高对管壁影响不大.文献是在额定负荷时直接对省煤器进口位置短路引至下降管 ,增加了下降管的负担而且降低了烟温控制的灵敏性,干烧管束更加严重,本文省煤器管道部分改造,降低了改造代 价,烟温调节更加灵敏. 页面

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5 图 4改造前后不同负荷下省煤器管壁灰污温度 2方案评价与分析 经计算可知,2个方案均可在低负荷时对出口烟气温度进行调整,使SCR反应器入口温度处于300~400℃,均满足脱 硝系统的温度要求,但各有利弊.2个方案对比见图5. 图5方案

1、2省煤器流量及出口水温比较 由图5可知,热水再循环方案在30%ECR工况下流量变化较大,若给水调温器对机组负荷跟踪不及时时,可能会导 致省煤器流量过大和汽包水位较大的波动,当水位较低时容易引起蒸汽温度急剧上升而导致水冷壁超温爆管等事故, 应尽量避免水位有太大起伏.流量增大也增加了循环水泵的出力从而增加厂用电费用,但在50%负荷时变化较小,如 果电厂负荷变化不大该方案是较好的选择.省煤器旁路方案随负荷降低流量逐渐减少,干烧管数增加,省煤器使用寿 命随之缩短,使方案2间接费用增加. 由图5可知,方案1在30%ECR工况下省煤器出口水温比改造前升高25.9℃,减低汽包与入口水温差,利于汽包和相 关设备使用寿命,方案2在50%和30%ECR下出口水温降低18.0℃、14.4℃,与汽包平均温度相差近60℃,导致汽包热应 力增大,对锅炉运行的安全性也是不利的,从这个角度分析方案1是有更大的优势.2方案的综合对比见表2. 表2摇2方案综合对比 页面

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5 针对该电厂情况,热水再循环方案在自动调温、负荷变化对设备影响方面更有优势,在原设备维护方面,热水再循 环方案对管路寿命影响较小,甚至在一定程度下提高了其管路系统寿命,而省煤器旁通管路方案则对省煤器管路的影 响可能比较大,从经济性上分析,热水再循环系统增加再循环泵、电动调节阀(给水调温器)等设备,而省煤器旁路 系统只增加管材为SA-106GrB钢管4m,显然方案2从经济上更有优势,但在长远投运时间和安全性上方案1更适合本厂 ,所以笔者更倾向于选择热水再循环方案来提高SCR系统入口烟气温度. 3结论 国内SCR脱硝方法主要是从烟侧和水侧考虑省煤器的传热优化问题,本文从烟侧考虑对该电厂进行改造并取得一定 成效,可以为低负荷尾部烟气脱硝方法提供更多的理论依据.根据本厂具体条件对2个方案进行经济性、设备影响、 锅炉运行安全性和稳定性等综合考虑选择热水再循环提高省煤器给水温度方案更有实际意义.由于2个方案在国内投 运时间较短,还没有太多的实际数据体现其全面问题,今后还需要更加深入地分析和研究其机理、影响因素等问题, 为我国低负荷脱硝技术提供更多切实可行方法. 原文地址:http://www.china-nengyuan.com/tech/140868.html Powered by TCPDF (www.tcpdf.org) 页面