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点火投运SCR脱硝系统燃煤电站锅炉实现关键技术研究

2024-03-05 11 上传者：管理员

摘要：以某1000 MW超超临界机组锅炉为研究对象，研究抽取邻炉烟气加热点火锅炉烟气，实现锅炉点火时投运SCR脱硝系统关键技术和调整方法。理论计算得到，随着锅炉点火运行时间的增加，抽取邻炉燃煤锅炉的烟气比例呈降低趋势，对邻炉再热汽温、热一次风温度和热二次风温度影响量呈降低趋势。在锅炉点火2～3 min后，抽取邻炉燃煤锅炉烟气量较大，邻炉再热汽温降低约22℃,降低热一次风温度约36℃,降低热二次风温度约40℃,此时可以通过调整邻炉锅炉负荷至BRL工况，关小邻炉磨煤机冷风门开度，使得烟煤煤粉着火和机组安全性影响可控。优化抽取邻炉烟气加热系统方案设计，基本上可以达到锅炉点火投运SCR脱硝系统的要求。

关键词：
SCR脱硝系统
方案研究
深度调峰
燃气机组
燃煤锅炉
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《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223- 2011)颁布以来，国家和地方政府对于NOx排放限值日趋严格。2014年6月，由国务院印发的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》首次提出了“新建燃煤发电机组污染物排放接近燃气机组排放水平”的目标，同年9月，《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)的通知》随之发布。2015年12月，环境保护部、国家发改委、能源局联合印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》,“燃煤电厂超低排放与节能改造”被提升成为国家的专项行动，规定燃煤电厂的超低排放标准为：烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3[1,2]。

对NOx排放要求的另一个特点是脱硝设施投运稳定性的要求越来越严格。当前，燃煤电厂深度调峰辅助新能源消纳利用成为了一种趋势，风电、光伏等可再生能源装机占比不断增加，煤电机组的深度调峰、启停调峰压力进一步增大，这对于脱硝系统的投运稳定性是个很大的考验[3,4,5,6]。在此背景下，部分地区(如江苏省)已经要求并网投脱硝，标志着NOx超低排放不仅要限高值，也要求投运稳定性。部分地区(如广东省)已经开始实施机组点火投运脱硝系统电价补偿机制。从长期来看，随着国家环保指标的日趋严格和机组调峰的日益频繁，要求点火投运脱硝系统已是大势所趋，势在必行。

当前，大部分机组(包括亚临界汽包炉、超临界锅炉和超超临界锅炉)可以实现并网或并网后一段时间投运脱硝系统[7,8,9]。如某1000 MW二次再热机组，采取以省煤器给水旁路组合省煤器热水再循环改造、运行调整优化的并网投运脱硝技术路线，着力提升给水温度和烟气温度。改造后，机组点火7 h后脱硝反应器入口烟温高于310℃,稳步投入脱硝装置，在并网后至30%低负荷段，脱硝反应器入口烟温平均值超过308℃且NOx排放小时均值均在15 mg/m3以下。某亚临界汽包锅炉进行并网投运脱硝技术改造，方案为热水再循环+宽温催化剂+机组启动优化，使机组在并网时，投运热水再循环，提升省煤器入口水温，提高SCR入口烟温40℃,保证脱硝正常投入，结合机组启动方式改造，实现机组并网投运脱硝。

实现并网投运脱硝已无技术上的难点。但是，从已有机组的改造情况来看，实现并网投运脱硝往往需要多种改造技术的组合，通过提高给水温度和加热SCR入口烟气温度两方面同时着手，才能实现机组并网投运脱硝系统。多种技术组合使用的并网投运脱硝技术在锅炉冷态点火阶段提温作用有限，这是因为锅炉冷态启动时炉膛温度水平很低，现有提升SCR烟温的技术有限。实现并网投运脱硝的系统方案庞大功能单一，无法应用于点火投运脱硝。由此可见，基于现有技术路线和机组深度调峰能力，综合考虑机组的实际运行状态，研究锅炉点火后即可稳定的投入脱硝系统关键技术具有必要性，意义重大。

本文以某1000 MW超超临界机组锅炉为研究对象，研究抽取邻炉烟气加热点火锅炉烟气，实现锅炉点火时投运SCR脱硝系统关键技术和调整方法，为电站锅炉点火投运脱硝系统改造提供参考依据。

1、锅炉设备概况

1000 MW锅炉型号为HG-2980/26.15-YM2,采用π型布置、单炉膛、一次中间再热和反向双切圆燃烧方式，同时具有固态排渣方式和干式除渣系统。锅炉主要参数见表1。

表1锅炉主要参数

2、邻炉烟气加热方案设计计算

2.1理论计算

根据点火锅炉燃用煤种、点火初期运行参数、催化剂要求温度等计算点火后不同时间将烟气温度加热到催化剂要求最低温度时所需的热量、抽取邻炉烟气量和对邻炉锅炉参数影响，为方案设计提供理论基础。理论计算数据见表2～表4。

表2锅炉点火时煤种特性

由表2～表5可知，点火的燃煤锅炉点火后2～3 min,其SCR脱硝系统入口的烟气温度约80℃,风量约1200 t/h,脱硝入口烟气流量约1250 t/h。此时需要将该处的脱硝入口烟气温度由80℃加热到280℃(达到低温催化剂的烟气温度要求),计算需要抽取烟气热量约74.3 MW,抽取邻炉燃煤锅炉的烟气出口设置在水平烟道转向室处，其烟气温度约600℃,需要抽取邻炉燃煤锅炉的总烟气比例约22%,降低邻炉燃煤锅炉的再热汽温约22℃、降低热一次风温度约36℃、降低热二次风温约40℃。

点火的燃煤锅炉点火后1 h,其SCR脱硝系统入口的烟气温度约128℃,风量约1200 t/h,脱硝入口烟气流量约1250 t/h。此时需要将该处的脱硝系统入口烟气温度由128℃加热到280℃,需要抽取烟气热量约55.3 MW,需要抽取邻炉燃煤锅炉中的总烟气比例约16.4%,降低邻炉燃煤锅炉的再热汽温约16℃、降低热一次风温度约21℃、降低热二次风温约24℃。

点火的燃煤锅炉点火后2h,其SCR脱硝系统入口的烟气温度约193℃,风量约1200 t/h,脱硝入口烟气流量约1250 t/h。此时需要将该处的脱硝系统入口烟气温度由193℃加热到280℃,需要抽取烟气热量约31.6 MW,需要抽取邻炉燃煤锅炉中的总烟气比例约8.7%,降低邻炉燃煤锅炉的再热汽温约9℃、降低热一次风温度约12℃、降低热二次风温约15℃。

表3锅炉点火时烟气特性参数

表4锅炉点火时烟气加热所需热量

表5邻炉提供烟气热量、流量及对运行参数影响

综上所述，随着锅炉点火运行时间的增加，抽取邻炉燃煤锅炉的烟气比例呈降低趋势，对邻炉再热汽温、热一次风温度和热二次风温度影响量呈降低趋势。在锅炉点火2～3 min后，抽取邻炉燃煤锅炉烟气量较大，邻炉再热汽温降低约22℃,降低热一次风温度约36℃,降低热二次风温约40℃,此时可以通过关小邻炉磨煤机冷风门开度，使得磨煤机出口风温达到70℃左右，短期内对烟煤煤粉着火影响不大。抽取邻炉烟气时，需要将邻炉锅炉负荷调整至高负荷，此时虽然再热汽温降低约22℃,短期内对机组安全性影响不大。隋着点火锅炉点火后运行时间的增加，抽取邻炉锅炉烟气量比例降低，对邻炉影响逐步减小。

2.2方案设计及调整方法

根据理论计算结果，为了实现两台锅炉可以互相抽取邻炉烟气，设计系统方案示意图见图1。

所述邻炉烟气加热实现锅炉点火后投运脱硝的系统包括点火燃煤锅炉1、点火锅炉SCR脱硝系统2与邻炉燃煤锅炉3,点火燃煤锅炉1的烟气出口与点火锅炉SCR脱硝系统2的脱硝入口通过连接管道5进行连通。邻炉燃煤锅炉3的烟气出口通过连接管道6与连接管道5进行连通，用于将邻炉燃煤锅炉3产生的部分烟气与点火燃煤锅炉1产生的烟气进行混合，并将混合烟气通入点火锅炉脱硝系统2中；连接管道6上沿着烟气流动方向依次设置有调节阀7和抽烟风机8,调节阀7用于控制从邻炉燃煤锅炉3汇入连接管道5中的烟气流量，抽烟风机8用于抽取邻炉燃煤锅炉3产生的部分烟气；连接管道6与连接管道5的连接点接近点火锅炉1的烟气出口；连接管道5上设置有调节阀9,位于所点火锅炉脱硝系统2的脱硝入口与连接点之间，用于调控进入点火锅炉脱硝系统2中的烟气流量；该系统还包括邻炉燃煤锅炉脱硝系统4,将邻炉燃煤锅炉脱硝系统4的脱硝入口与邻炉燃煤锅炉3的烟气出口通过连接管道10进行连通，该连接管道上设置有调节阀11,用于调控进入邻炉锅炉脱硝系统4中的烟气流量。

图1抽取邻炉烟气方案示意图

本系统需要运行时，将邻炉燃煤锅炉3设置在BRL工况下，从邻炉燃煤锅炉3中抽取高温烟气，的低温(一级)过热器进口段的烟气温度设计值为630℃,烟气从此处抽取，烟气温度实测值为600℃。点火燃煤锅炉1开始点火，同时，打开所述连接管道6上的调节阀7和抽烟风机8,并打开连接管道5上的调节阀9,利用调节阀7和风机8将邻炉燃煤锅炉3中产生的部分烟气与点火燃煤锅炉1产生的烟气进行混合，将得到的混合烟气通入点火锅炉脱硝系统2中。

3、结论

(1)综上所述，随着锅炉点火运行时间的增加，抽取邻炉燃煤锅炉的烟气比例呈降低趋势，对邻炉再热汽温、热一次风温度和热二次风温度影响量呈降低趋势。

(2)在锅炉点火2～3 min后，抽取邻炉燃煤锅炉烟气量较大，对邻炉再热汽温、热一次风温度和热二次风温度存在一定影响，但可以结合邻炉锅炉运行方式调整，如邻炉锅炉负荷维持在BRL工况、关小邻炉磨煤机冷风门开度，短期内对烟煤煤粉着火和机组安全性影响可控。随着点火锅炉点火后运行时间的增加，抽取邻炉锅炉烟气量比例降低，对邻炉影响逐步减小。

(3)优化抽取邻炉烟气加热系统方案设计，基本上可以达到锅炉点火投运SCR脱硝系统的要求。

参考文献:

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基金资助:国家能源集团电研公司2023年科技专项(DYGL2023Y01)资助;