|脱硝催化剂行业 | 全负荷脱硝技术的应用与分析( 四 )
图6不同工况下锅炉效率降幅对比
热水再循环方案通过设置热水再循环质量流量为450t/h , 省煤器出口烟气温度可达到300℃ , 满足低负荷脱硝的要求 , 此时锅炉效率降幅为0.141% , 对锅炉经济性的影响较小 , 且方案成熟 , 投资价格适中 , 性能和寿命均有保证 。省煤器分级方案不会对锅炉经济性产生影响 , 在低负荷以及并网时刻均能保证省煤器出口烟气温度达到300℃ , 但其改造费用过高 , 施工周期较长 , 在不对机组进行综合升级改造的情况下 , 不推荐省煤器分级方案 。
3.5改造经济性分析
【|脱硝催化剂行业 | 全负荷脱硝技术的应用与分析】3.5.1改造投资
如表4所示 , 热水再循环改造投资费用为1100万元 。邻机加热改造费用为165万元 , 总投资为1265万元 。
表4热水再循环投资费用 万元
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3.5.2效益分析
热水再循环和邻机加热系统改造收益包括脱硝电价补贴、NOx排污费减少部分、NOx超标排放罚款规避和启动时间减少的收益4部分 。其中 , 脱硝电价补贴按机组50%THA计 , 根据边界条件可知 , 在该负荷段运行时间为1510.8h , 脱硝电价补贴按净利润0.5分/(kW·h)(脱硝补贴电价1分/(kW·h) , 扣除液氨、控制等成本0.5分/(kW·h)计 , 则每年可获得的脱硝电价补贴为226.6万元 。按照改造前脱硝投入率为90%、脱硝效率为78%核算 , 24亿kW·h发电量约排放NOx质量为960t , 改造后脱硝投入率可提高5%左右 , 上海NOx排放费为1.26元/kg , 则排污费可减少6.72万元 。本改造方案实施后每年可规避NOx超标排放罚款为50万元 。据调研 , 将机组投入商业运营后 , 2台机组每年冷态启动8次 。如表5所示 , 采用锅炉邻机加热启动技术后 , 省油质量为24t , 省标准煤质量为194t , 节约费用总和为327800元 。冷态启动以蒸汽暖炉替代油枪和燃煤暖炉 , 延迟风机启动3h以上 , 每次启动节约厂用电为35664kW·h , 费用约为1.07万元 , 总减少成本为33.85万元 。
热水再循环和邻机加热系统改造损失包括锅炉效率降低和汽机抽汽带来的经济性影响2部分 。其中 , 锅炉效率降低0.29% , 发电煤耗提高0.56g/(kW·h) , 本机组24亿kW·h发电量需多消耗标准煤1344t , 折合成本为94.08万元 。汽机抽汽质量流量为22t/h , 增加煤耗为17.7t/h , 需增加成本为29.74万元 。
3.5.3投资回报
热水再循环和邻机加热系统改造总成本为1265万元 , 年收益为193.35万元 , 静态投资回收期为6.54a 。
表5邻机加热改造前后参数对比
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4结论
Team Introduction
(1)采用热水再循环系统和邻机加热系统均可提高给水温度 , 从而降低省煤器吸热量 , 提高省煤器出口烟气温度 , 可满足SCR反应器催化剂温度要求 。
(2)采用热水再循环结合邻机加热方案有利于机组快速启动 , 省煤器出口烟气温度增幅较大 , 且在低负荷下能显著提高省煤器出口烟气温度 , 锅炉效率降幅仅为0.58% , 对锅炉经济性影响较小 , 此方案投资改造简单 , 应用成熟 , 性能和寿命均有保证 。
(3)将热水再循环结合邻机加热方案应用到某600MW亚临界机组 , 改造总成本为1265万元 , 年收益为193.35万元 , 静态投资回收期为6.54a 。
来源 | 《动力工程学报 》 作者 | 徐嘉叶 朱晓磊等
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