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火电厂燃煤锅炉SCR脱硝高温烟气旁路优化改造

2024-12-20 95 上传者：管理员

摘要：脱硝系统受到烟气温度条件的限制，无法在烟气温度较低时正常投运。为解决这一问题，在锅炉省煤器和空气预热器之间加装SCR (Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原法)烟气脱硝系统。为保证脱硝入口烟气温度符合选用的SCR催化剂活性范围，对锅炉加装脱硝高温烟气旁路进行优化改造设计。考虑到运行条件，为保证改造效果，对锅炉低负荷运行时的烟风系统进行调整试验，以实现SCR烟气脱硝系统达标排放的目的。

关键词：
SCR脱硝装置
优化改造
烟温
脱硝催化剂
调整试验
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为达到国家环保要求，A厂燃煤锅炉省煤器和空气预热器之间加装了SCR烟气脱硝系统。根据工程所选用催化剂活性范围对烟气温度的要求及脱硝系统控制要求，脱硝入口烟气温度小于305℃时，脱硝装置解列，无法正常投运。因此脱硝装置在投运负荷下入口烟气温度不能低于305℃，同时考虑对于催化剂最高温度的要求，脱硝入口烟气温度控制在305～420℃范围内比较适合。实际运行中，SCR入口烟温在低负荷运行时，存在脱硝催化剂入口烟温低，不能满足最低连续喷氨烟温要求。这一问题导致脱硝系统无法全负荷正常运行。为此，A厂对燃煤锅炉加装脱硝高温烟道旁路进行优化改造。该次改造以抽取热炉烟与SCR入口低温烟气相混合的方式解决上述问题，抽烟口选取在锅炉转向室、低温过热器入口位置的后包墙。考虑运行条件的差异，为优化低负荷运行方式，进行锅炉低负荷运行时的烟风系统调整试验。

1、设计参数

1.1 锅炉设计参数

锅炉为超临界压力、循环泵式启动系统、前后墙对冲低NOx轴向旋流燃烧器、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架的变压本生直流炉。以最大连续负荷工况为设计参数，最大连续蒸发量为1 900 t/h，过热器蒸汽出口温度为571℃，再热器蒸汽出口温度为569℃，锅炉给水温度为283.8℃，锅炉热效率为93.39%，燃煤量为353.7 t/h，排烟温度为133℃。

锅炉呈“∏”型布置方式[1]，设计有固定的膨胀中心，受热面采用全悬吊结构。炉膛上部布置屏式过热器；水平烟道中布置末级过热器、末级再热器；尾部为双烟道，前烟道布置低温再热器和省煤器，后烟道布置水平低温过热器和省煤器，水平低温过热器和再热器采用水冷吊挂结构，后烟道下部布置有2台三分仓回转空气预热器。

锅炉调温方式方面，过热蒸汽主要靠调节煤水比和一、二级喷水减温器调温[2]。一级减温器布置在低温过热器和屏式过热器之间，二级减温器布置在屏式过热器和末级过热器之间，每级两点。再热蒸汽采用尾部烟气挡板调温，再热器入口管道备有事故喷水减温器。

1.2 旁路设计参数

通过对水平低温过热器入口部位包墙管拉稀，获得左右2个对称的旁路烟道接口。机组低负荷时，将水平低温过热器入口部分高温烟气抽出，通过旁路烟道将高温烟气直接和省煤器出口低温烟气混合。在旁路烟道水平段、垂直段设置非金属膨胀节，并在旁路烟道2个膨胀节中间布置关断挡板和调节挡板各1套（双侧烟道共2套）。

旁路烟道布置方式如图1所示。

图1 旁路烟道布置方式

机组在出力为251 MW (35%BMCR）的低负荷工况下稳定运行。旁路烟道设计参数情况如下：总烟气量1 100 t/h、抽烟口烟气温度590℃、旁路烟气量165 t/h、抽取烟气量占总烟气量比例15%、SCR入口烟温315℃、旁路烟道最高烟速14.4 m/s。

2、试验过程

对锅炉低过段烟道加装脱硝高温烟气旁路，以提高SCR反应塔入口烟温。改造后试运期间，烟气温度和汽水系统参数未达到设计指标。为此，实施运行优化调整试验。试验目的是考察烟气旁路挡板、再热汽调温挡板、过热汽调温挡板对烟气分配的影响程度，探究在机组出力约为250 MW的低负荷状态下有效提高SCR反应塔入口烟温的合理运行工况。

2.1 试验依据及范围

试验按GB/T 10184—2015《电站锅炉性能试验规程》进行。试验范围包括以下4个方面：1) SCR反应塔入口烟道及锅炉脱硝高温烟气旁路烟道内烟气温度水平；2) SCR反应塔入口烟道测量截面上烟气温度分布特性；3）锅炉脱硝高温烟气旁路烟道烟气量占总烟气量的比例；4）各试验工况下，锅炉再热汽温、过热汽温、风机电流等运行参数变化情况。

第一部分试验，监控锅炉运行控制DCS (Distributed Control System，分散控制系统）参数，记录并分析各试验工况稳定后的运行数据。

第二部分试验，在第一部分试验工况中择优选取2个运行工况，对烟气温度、烟气流量进行实测，了解设备准确运行情况。

2.2 试验内容及方法

2.2.1 试验内容

该次试验需要在解列供热负荷的条件下进行，无法在冬季供暖期的单机运行机组上实施。依据试验范围的要求及现场运行调整情况，选择了3个试验工况进行试验。各工况均停止对外供热，试验期间燃用掺40%褐煤的常用烟煤。3个工况下发电负荷均为251 MW，旁路挡板开度调整到100%，工况1、工况2、工况3再热挡板开度分别调整到100%、54%、100%。过热挡板开度除工况3调整到10%外，其余均为100%。

2.2.2 试验方法

1）烟气温度测量方法（见图2)[3]。烟气温度测量采用K型及T型热电偶在线网格测量方式，每个测量段两侧烟道共12个测孔，锅炉脱硝高温旁路烟道每孔2点，SCR反应塔入口烟道每孔3点。

图2 烟气成分及烟气温度的测量

2）烟气流量测量方法。烟气流量测量采用靠背管进行网格法测量，测点数量参考温度测量数量。通过式（1）、式（2）计算烟气流量和烟气密度，然后依据烟道横截面积计算烟气流量。

式中：Q为烟气流量的数值，单位m3/h;A为烟道横截面积的数值，单位m2;k为测速管系数；pd为气流平均动压的数值，单位Pa；ρql为气流密度的数值，单位kg/m3。

式中：ρ为烟气密度的数值，单位kg/m3；ρ0为标准状态下气体密度的数值，单位kg/m3;t为气体温度的数值，单位℃；pact为当地大气压的数值，单位Pa;ps为管道内气体静压的数值，单位Pa。

3、试验数据

根据DCS运行数据分析结果，试验过程中择优选取工况2、工况3进行对比实测试验，对SCR反应塔入口烟道及旁路烟道内烟温及烟量进行测量。2个试验工况的数据处理结果如表1所示。

表1 数据处理结果

测量SCR反应塔入口烟道烟温分布情况，在工况2、工况3的烟温实测试验中，对SCR反应塔入口烟道内测量截面上各点烟温分布情况进行考查测量[4]。2个试验工况的试验数据处理结果分别如表2、表3所示。

表2 工况2 SCR反应塔入口烟道内烟温测量情况

表3 工况3 SCR反应塔入口烟道内烟温测量情况

4、结论

1）由DCS运行数据处理结果可知，试验期间在机组负荷稳定在251 MW的运行工况下，总给煤量稳定保持在148～149 t/h范围内，说明试验期间煤质煤量情况稳定，各工况的试验结果具有可比性。2）根据DCS运行数据和实测试验结果，除个别点外，工况3的SCR反应塔入口两侧烟温超过305℃，能够满足烟气脱硝催化剂的使用要求。再热蒸汽温度也比较合适，平均达到565℃，可提高机组低负荷运行效率。该运行工况的缺点是引风机电流明显增加，增加量达21 A，但运行情况比较稳定。因此，当机组负荷接近250 MW时，锅炉可采用工况3的参考运行方式运行。3）根据实测烟气流量分配值，工况2、工况3旁路烟气量占总烟气量的比例在13.1～14.8之间，接近设计值，符合运行要求。4）根据DCS运行数据和实测试验结果，对工况2、工况3的烟温DCS运行数值、实测数据进行了比较。两者的旁路烟气温度比较接近。SCR反应塔入口平均烟温均呈实测数据偏大的现象。分析认为主要有以下2个原因：①设备自带温度测点烟温并不具备平均烟温的代表性，烟温分布不均的情况无法忽略，导致产生较大误差；②文献资料显示，供氨系统中的稀释风会造成烟气温度下降，一般会下降1～2℃。5) SCR反应塔入口烟道内烟温分布规律性不强，不同的烟气量会导致不同的分布规律，因此找到适合各种运行工况的平均烟温代表性测点位置具有一定难度。建议采用SCR反应塔入口平均烟温作为喷氨系统解列的控制值，并根据试验数值对其进行适当修正。该数值的修正可能并不适用于机组高负荷运行时的运行状况，但鉴于机组高负荷运行时，烟温也比较高，修正值对喷氨系统的控制没有显著影响。6）试验期间锅炉燃烬风门开度由常用的10%提高到30%。锅炉低负荷运行时，尽管NOx排放浓度基本能够满足排放指标的要求，但还是有必要尝试进一步加大锅炉燃烬风门开度，发挥低氮燃烧潜力的可能。

参考文献:

[1]王军民.600 MW超临界机组锅炉宽负荷脱硝技术的探索及实践[J].浙江电力,2017,36(7):24-28.

[2]杨新杰,吴泽沛,郭亮,等.600 MW超临界机组灵活性全负荷脱硝运行技术[J].电力设备管理,2020(4):107-109.

[3]李文成,赵越,蒙毅,等.700 MW机组全负荷脱硝烟气旁路系统数值模拟研究[J].江西电力,2023,47(2):72-78.

[4]赵新坤,袁亚军.350 MW循环流化床锅炉脱硫脱硝增效方案[J].锅炉制造,2024(4):32-34.

基金资助:2020年度内蒙古自治区高等学校科学研究项目(NJZY20275);

文章来源:宋艳杰.火电厂燃煤锅炉SCR脱硝高温烟气旁路优化改造[J].能源与节能,2024,(12):10-12.