提高SCR脫硝裝置負(fù)荷適應(yīng)性的可行性分析

康學(xué)占

(華潤電力(海豐)有限公司,廣東汕尾516468)

提高SCR脫硝裝置負(fù)荷適應(yīng)性的可行性分析

康學(xué)占

(華潤電力(海豐)有限公司,廣東汕尾516468)

針對SCR脫硝裝置必須全天候運(yùn)行以滿足NOx排放質(zhì)量濃度要求的問題,分析了提高SCR脫硝裝置負(fù)荷適應(yīng)性的可行性技術(shù)方案并進(jìn)行了簡單對比。重點闡述了不降低鍋爐效率的省煤器分級改造和布置方案及實施,為運(yùn)行機(jī)組的技術(shù)改造和新建機(jī)組設(shè)計階段提供借鑒和參考。

鍋爐；SCR裝置；負(fù)荷適應(yīng)性；技術(shù)改造

根據(jù)國家發(fā)布的大氣污染物排放要求,鍋爐NOx排放質(zhì)量濃度必須小于50 mg/m3,且要求鍋爐正常運(yùn)行的所有工況都必須滿足排放限值的要求。由于SCR脫硝裝置催化劑運(yùn)行有嚴(yán)格的溫度范圍,在偏離該范圍時不能投運(yùn)。因此,必須要對現(xiàn)有機(jī)組進(jìn)行技改,以提高低負(fù)荷時SCR脫硝裝置進(jìn)口煙溫,滿足SCR脫硝裝置運(yùn)行的最低溫度限值；同時還要保證改造后最高負(fù)荷運(yùn)行時,煙氣溫度不能高于SCR脫硝裝置正常運(yùn)行允許的溫度上限值。

2臺1 000 MW超超臨界機(jī)組鍋爐SCR脫硝裝置催化劑設(shè)計要求其進(jìn)口煙溫在320～420℃,實際運(yùn)行中機(jī)組在500 MW以下的低負(fù)荷運(yùn)行時,省煤器出口煙溫已低于320℃,不能滿足SCR脫硝裝置安全投運(yùn)的要求［1］。筆者從運(yùn)行數(shù)據(jù)和催化劑的特性進(jìn)行分析,介紹幾種提高脫硝投運(yùn)率的技改方案,從改造效果、安全可靠性和對鍋爐效率的影響上分析各方案的優(yōu)缺點,以省煤器分級改造作為解決辦法的首選,達(dá)到節(jié)能減排的目的。

1 省煤器布置和鍋爐設(shè)計、運(yùn)行數(shù)據(jù)

1.1 省煤器布置

該鍋爐省煤器分成兩部分,分別布置于鍋爐后煙井的低溫再熱器和低溫過熱器下面,兩組省煤器工質(zhì)側(cè)呈并聯(lián)布置。后煙井前后煙道中分別布置兩、三組省煤器管組,采用光管蛇形管,順列排列,與煙氣成逆流布置。

1.2 鍋爐設(shè)計數(shù)據(jù)

鍋爐設(shè)計的50%BMCR負(fù)荷時省煤器出口煙溫為308℃,已不能滿足SCR催化劑運(yùn)行溫度≥320℃的要求。鍋爐設(shè)計的煙氣溫度見表1。

表1 煙氣溫度 ℃

1.3 鍋爐運(yùn)行數(shù)據(jù)

鍋爐在安裝SCR脫硝裝置后,實際運(yùn)行中存在低負(fù)荷省煤器出口煙溫偏低,甚至低于SCR停止噴氨保護(hù)動作溫度(307℃)。鍋爐實際運(yùn)行數(shù)據(jù)見表2。

脫硝裝置催化劑基材為TiO2,活性物質(zhì)為V2O5、WO3。設(shè)計正常運(yùn)行溫度為320～420℃,催化劑才具有良好的活性。當(dāng)煙氣溫度低于307℃或高于427℃時,必須退出脫硝裝置運(yùn)行［2］。

表2 鍋爐實際運(yùn)行數(shù)據(jù)

結(jié)合設(shè)計數(shù)據(jù)和運(yùn)行數(shù)據(jù),并考慮實際運(yùn)行工況可能存在的一定偏差,可以看出鍋爐在500 MW負(fù)荷以下時,SCR脫硝裝置入口處煙溫達(dá)不到要求。為保證脫硝設(shè)備在各負(fù)荷下均能正常投運(yùn),并考慮將來可能的煤種變化的適應(yīng)性而增加一定裕度,需要對機(jī)組進(jìn)行改造,將350 MW工況下省煤器出口的煙溫提高到320℃,同時BMCR負(fù)荷時,省煤器出口煙溫不超過405℃。

2 提高SCR脫硝裝置負(fù)荷適應(yīng)性改造方案

2.1 改造方案的工作原理

提高SCR脫硝裝置的負(fù)荷適應(yīng)性,提高其入口處煙氣溫度,通常采用的方案為：提高給水溫度、設(shè)置省煤器旁路煙道、設(shè)置省煤器水側(cè)旁路、熱水再循環(huán)和省煤器分段布置等。

2.1.1 提高給水溫度

彈性回?zé)峒夹g(shù)---可調(diào)式抽汽補(bǔ)充加熱鍋爐給水。

圖1為回?zé)岢槠a(bǔ)充加熱鍋爐給水原理圖。

圖1 回?zé)岢槠a(bǔ)充加熱鍋爐給水原理圖

該方案是選擇一個汽輪機(jī)合適的抽汽點,并相應(yīng)增加一個抽汽可調(diào)式的給水加熱器。在負(fù)荷降低時,通過調(diào)節(jié)閥可控制該加熱器的入口壓力基本不變,從而能維持給水溫度基本不變。低負(fù)荷下省煤器入口水溫的提高,使其出口煙溫相應(yīng)上升,可確保SCR脫硝裝置在全負(fù)荷范圍內(nèi)處于催化劑的高效運(yùn)行區(qū),實現(xiàn)全天侯煙氣脫硝。

2.1.2 設(shè)置省煤器旁路煙道

設(shè)置省煤器旁路煙道方案原理見圖2。

圖2 省煤器旁路煙道方案原理圖

該方案是通過在煙氣進(jìn)入省煤器的煙道后墻壁上開孔或拉稀后包墻管,抽一部分煙氣引至SCR脫硝裝置進(jìn)口煙道處,在低負(fù)荷時,通過抽取較高溫度的煙氣與省煤器出口煙氣混合,使低負(fù)荷時SCR脫硝裝置進(jìn)口處煙氣溫度達(dá)到320℃以上。

針對該項目鍋爐受熱面布置的情況,按照350 MW負(fù)荷下抽掉20%、40%低過側(cè)省煤器煙氣流量計算了幾個工況,結(jié)果見表3。

表3 省煤器旁路煙道方案計算結(jié)果

2.1.3 設(shè)置省煤器水側(cè)旁路

設(shè)置省煤器水側(cè)旁路的原理見圖3。

圖3 設(shè)置省煤器水側(cè)旁路的原理圖

該方案是通過在省煤器進(jìn)口集箱之前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道,將部分給水短路直接引至省煤器出口集箱,減少流經(jīng)省煤器的給水量,從而減少省煤器從煙氣中吸收的熱量,以達(dá)到提高省煤器出口煙溫的目的。

針對本項目鍋爐受熱面的布置情況,按照350 MW負(fù)荷下旁路掉20%、30%、40%、50%省煤器給水流量的幾個工況,計算結(jié)果見表4。

表4 設(shè)置省煤器水側(cè)旁路方案計算

2.1.4 熱水再循環(huán)

省煤器旁路加熱水再循環(huán)方案的原理見圖4。

圖4 熱水再循環(huán)方案原理圖

該方案為省煤器水側(cè)旁路進(jìn)一步發(fā)展方案。第一部分通過在省煤器進(jìn)口集箱之前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道,將部分給水短路,直接引至省煤器出口集箱,減少流經(jīng)省煤器的給水量,從而減少省煤器從煙氣中吸收的熱量,以達(dá)到提高省煤器出口煙溫的目的；第二部分再通過熱水再循環(huán)系統(tǒng)將熱水送入省煤器,提高省煤器進(jìn)口水的溫度,降低省煤器冷卻煙氣溫度的能力,從而進(jìn)一步提高省煤器出口煙氣溫度。

該方案除了必須增加省煤器水側(cè)旁路的設(shè)備外,還需要一整套熱水再循環(huán)系統(tǒng)：再循環(huán)泵、連接管道、調(diào)節(jié)閥、截止閥,以及相應(yīng)的輸水系統(tǒng)等。系統(tǒng)改造方案復(fù)雜,對運(yùn)行控制要求將大幅度提高。

2.1.5 省煤器分級布置

省煤器分級設(shè)置方案原理見圖5。

圖5 省煤器分級布置方案原理圖

該方案在進(jìn)行熱力計算的基礎(chǔ)上,將原有省煤器部分(靠煙氣下游部分拆除),在SCR反應(yīng)器后增設(shè)一定的省煤器受熱面。給水直接引至位于SCR反應(yīng)器后面的省煤器,然后通過連接管道引至位于SCR反應(yīng)器前面的省煤器中。通過減少SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量,達(dá)到提高SCR反應(yīng)器進(jìn)口溫度在320℃以上的目的。煙氣通過SCR反應(yīng)器脫除NOx之后,進(jìn)一步通過SCR反應(yīng)器后的省煤器來吸收煙氣中的熱量,以保證空氣預(yù)熱器進(jìn)、出口煙溫基本不變,即在保證SCR最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上所有負(fù)荷正常投運(yùn)的同時,保證鍋爐的熱效率等性能指標(biāo)不受影響。

經(jīng)過初步計算,經(jīng)過省煤器分級后各負(fù)荷下進(jìn)入SCR的煙溫見表5。

表5 省煤器分級方案煙溫計算結(jié)果 ℃

2.2 技術(shù)方案的比較

2.2.1 改造效果

提高給水溫度：

(1)解決了SCR低負(fù)荷運(yùn)行的難題。低負(fù)荷下省煤器入口水溫的提高,使其出口煙溫相應(yīng)上升,可確保SCR在全負(fù)荷范圍內(nèi)處于催化劑的高效區(qū)運(yùn)行。

(2)低負(fù)荷下汽輪機(jī)抽汽量的增加,提高了熱力系統(tǒng)的循環(huán)效率。

(3)顯著提高機(jī)組的調(diào)頻能力和調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性。在機(jī)組需快速加 (減)負(fù)荷時可使用抽汽調(diào)節(jié)閥快速減少(增加)抽汽量予以響應(yīng),待鍋爐熱負(fù)荷跟上后,再進(jìn)行反向調(diào)節(jié),最終仍滿足平均給水溫度不變。結(jié)合凝結(jié)水調(diào)頻技術(shù),可使汽輪機(jī)主汽調(diào)節(jié)閥全開,補(bǔ)汽閥全關(guān),機(jī)組調(diào)頻性能和變負(fù)荷經(jīng)濟(jì)性顯著提高。

(4)提高機(jī)組調(diào)頻運(yùn)行的安全性。由于鍋爐省煤器重達(dá)2 000 t,其巨大的蓄熱量可使其出口溫度在這調(diào)節(jié)過程中保持不變。而因省煤器及入口聯(lián)箱等均為碳鋼和低合金鋼,抗溫度變化(應(yīng)力)能力遠(yuǎn)優(yōu)于采用合金鋼的過熱器、再熱器和相關(guān)聯(lián)箱等。故該調(diào)頻技術(shù)的安全性遠(yuǎn)勝于傳統(tǒng)的汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)方法。

設(shè)置省煤器旁路煙道：

從表3可見,在350 MW時,旁路掉40%的低過側(cè)省煤器煙氣流量,可以使省煤器出口煙溫提高33 K,在旁路掉40%的流量后,SCR進(jìn)口的煙氣溫度327℃,可以滿足高于320℃的目標(biāo)。

設(shè)置省煤器水側(cè)旁路：

從表4可見,在350 MW時,旁路掉50%的給水流量,可以使省煤器出口煙溫提高33 K,此時SCR進(jìn)口的煙氣溫度才剛剛達(dá)到317℃,沒有達(dá)到320℃的目標(biāo)。

熱水再循環(huán)：

由省煤器水側(cè)旁路方案可知,水側(cè)旁路方案為其升級版,可以進(jìn)一步提高省煤器出口煙氣溫度；但是在350 MW,保證省煤器出口煙溫滿足脫硝投運(yùn)要求的前提下,省煤器出口溫度無法保證不發(fā)生汽蝕的安全裕度,也就是說,該方案也無法滿足項目要求。

省煤器分級布置：

從表5可見,鍋爐從BMCR負(fù)荷降至350 MW負(fù)荷,計算得出分隔煙道兩側(cè)省煤器出口混合后的煙溫從402℃降至320℃,完全可以滿足脫硝設(shè)備要求的工作煙溫范圍內(nèi),確保脫硝設(shè)備在各負(fù)荷下的正常投運(yùn)。

2.2.2 安全可靠性

提高給水溫度：

(1)省煤器入口水溫的提高,使省煤器出口即水冷壁入口水溫也相應(yīng)提高,減少了水冷壁入口欠焓,顯著提高了低負(fù)荷工況下的水動力特性,大大提高了水冷壁的運(yùn)行安全性。

(2)省煤器出口煙溫的上升,通過空氣預(yù)熱器,相應(yīng)提高了一次風(fēng)和二次風(fēng)的熱風(fēng)溫度,即提高了制粉系統(tǒng)的干燥出力,又改善了低負(fù)荷下鍋爐的燃燒效率和穩(wěn)燃性能,提高了安全性。

設(shè)置省煤器旁路煙道：

如果煙氣擋板的密封性能變差,可能在高負(fù)荷時有部分高溫?zé)煔鈴呐月窡煹佬孤?直接進(jìn)入SCR裝置,這時煙氣溫度將會出現(xiàn)高于催化劑最高允許溫度的風(fēng)險,對于催化劑來說,將帶來致命的破壞；同時,由于在后煙井設(shè)置抽煙氣口,將會對后面整個流場帶來影響,省煤器的換熱可能會出現(xiàn)較大的偏差；高溫?zé)煔獗慌月返?導(dǎo)致省煤器吸熱不足,可能對整個汽水系統(tǒng)的熱量分配帶來較大的不利影響,影響鍋爐的出力、效率,甚至鍋爐的穩(wěn)定性。

如果長期不在低負(fù)荷運(yùn)行,也就是擋板門處于常閉狀態(tài),可能會導(dǎo)致積灰、卡澀打不開,而在不需要打開的時候,卻無法密封,總之,性能非常不穩(wěn)定。

設(shè)置省煤器水側(cè)旁路：

在旁路掉50%的情況下,低過側(cè)省煤器出口水溫為316℃,僅比該工況飽和溫度321℃低5 K,沒有足夠的過冷度,省煤器在運(yùn)行過程中將會出現(xiàn)汽蝕,嚴(yán)重威脅省煤器的安全運(yùn)行。

熱水再循環(huán)：

如采用此,省煤器出口的介質(zhì)溫度將比省煤器水旁路方案更高,如果達(dá)到脫硝煙溫的要求,省煤器出口將達(dá)到該工況飽和溫度321℃,沒有足夠的過冷度,省煤器在運(yùn)行過程中將會出現(xiàn)汽蝕,嚴(yán)重威脅省煤器的安全運(yùn)行。

省煤器分級布置：

由于沒有增加多余的設(shè)備,僅僅將省煤器分成兩級,所以安全可靠性與改造前基本一致。

2.2.3 鍋爐效率

設(shè)置省煤器旁路煙道：

從表3可見,在滿足SCR入口煙氣溫度的工況下,鍋爐排煙溫度達(dá)到126℃,相比原設(shè)計排煙溫度103℃提高了23 K,鍋爐的熱效率將會降低約1.2%,對機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性影響較為明顯。

設(shè)置省煤器水側(cè)旁路：

該方案也導(dǎo)致排煙溫度升高,影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性(熱效率可能降低1.2%)。

熱水再循環(huán)：

該方案也導(dǎo)致排煙溫度升高約23 K,影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性(熱效率可能降低1.2%)。

省煤器分級布置：

從表5可見,省煤器分級后,從BMCR負(fù)荷到350 MW負(fù)荷,鍋爐的排煙溫度和改造前是一樣的,鍋爐效率沒有降低,對機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行沒有影響。

2.2.4 運(yùn)行方式

設(shè)置省煤器旁路煙道：

隨負(fù)荷的變化、要求調(diào)整擋板開關(guān)及開度。設(shè)置省煤器水側(cè)旁路：

隨負(fù)荷的變化調(diào)整閥門開度,要啟停旁路系統(tǒng)的疏水系統(tǒng)。

熱水再循環(huán)：

隨負(fù)荷變化調(diào)整閥門開度和再循環(huán)系統(tǒng)的流量等。

省煤器分級布置：

與改造前無變化。

2.2.5 投資成本(按1臺鍋爐計)

設(shè)置省煤器旁路煙道約2 500萬元。

設(shè)置省煤器水側(cè)旁路約1 700萬元。

熱水再循環(huán)約2 500萬元。

省煤器分級布置約3 800萬元。

通過對幾種改造方案比較,并結(jié)合電廠實際情況,建議采用省煤器分級布置改造方案［3］。

3 省煤器受熱面分級布置改造的實施

3.1 割除現(xiàn)有省煤器受熱面

為提高進(jìn)入脫硝設(shè)備的煙溫,需要減少鍋爐尾部的部分受熱面,根據(jù)計算結(jié)果及鍋爐現(xiàn)有受熱面的情況,考慮將低過和低再側(cè)的省煤器部分管組拆除。總拆除的省煤器面積為原省煤器總面積的38%左右。

受熱面割除后,進(jìn)入脫硝設(shè)備的煙溫將提高,鍋爐排煙溫度也會升高,而鍋爐熱效率會下降,因此,需要在脫硝設(shè)備后設(shè)置省煤器受熱面,以吸收煙氣中的熱量,確保進(jìn)入空氣預(yù)熱器的煙溫及排煙溫度低于或接近原來的設(shè)計值。

3.2 新增省煤器的布置

脫硝煙道分左右兩側(cè)布置,單側(cè)的催化劑工作區(qū)煙道在下部通過煙道截面收縮,通過連接煙道然后再通過膨脹節(jié)與SCR出口煙道連接,最終反應(yīng)后的煙氣通過出口煙道進(jìn)入空氣預(yù)熱器入口煙道,見圖6。

圖6 省煤器分級布置圖(單位：mm)

在上述形成的縮口煙道內(nèi)設(shè)置省煤器,兩側(cè)煙道沿寬度方向布置省煤器,新增省煤器管子的換熱面積約為原省煤器總換熱面積的38%左右。兩側(cè)省煤器工質(zhì)并聯(lián)布置,受熱面下端為進(jìn)口,上端為出口,給水與煙氣逆向流動,受熱面進(jìn)、出口設(shè)置集箱和連接管道,按工質(zhì)流向,此受熱面作為省煤器系統(tǒng)的第一級受熱面,鍋爐給水先經(jīng)過此受熱面加熱,然后引入原省煤器的給水進(jìn)口集箱,因而原鍋爐的給水管道需要更改。

3.3 改造后鍋爐性能

對省煤器分級改造方案進(jìn)行熱力計算,以確定省煤器受熱面的分級比例。改造后在BMCR負(fù)荷和350 MW負(fù)荷下的主要熱力數(shù)據(jù)見表6。

表6 改造后的省煤器出口煙溫數(shù)據(jù) ℃

由計算結(jié)果可見：當(dāng)鍋爐從BMCR負(fù)荷降至350 MW負(fù)荷時,分隔煙道兩側(cè)省煤器出口混合后的煙溫從402℃降至320℃。從實際運(yùn)行數(shù)據(jù)看,負(fù)荷越高,省煤器出口煙溫比設(shè)計值低得越大,分級省煤器改造后,SCR入口處的實際煙溫在各負(fù)荷下的煙溫均在320～400℃,可確保脫硝設(shè)備在各負(fù)荷下的正常投運(yùn)。

4 結(jié)語

(1)根據(jù)運(yùn)行機(jī)組的實際情況,綜合經(jīng)濟(jì)性和投資成本選擇最佳的改造方案,從而在鍋爐效率不降低或略有降低,SCR脫硝裝置實現(xiàn)全天候投運(yùn),滿足環(huán)保監(jiān)管的嚴(yán)格要求。

(2)通過對運(yùn)行機(jī)組省煤器受熱面的分級改造,既可滿足脫硝設(shè)備對煙氣溫度的要求,又不會造成排煙溫度上升、鍋爐效率降低。改造后汽溫、噴水量等鍋爐總體性能基本維持原狀,可作為SCR脫硝設(shè)備在各負(fù)荷下投運(yùn)的改造借鑒。

(3)對于新建機(jī)組,在設(shè)計階段就要考慮SCR脫硝裝置全天候投運(yùn)的問題,使機(jī)組在正常運(yùn)行工況下NOx排放質(zhì)量濃度均低于大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)。

［1］陳進(jìn)生.火電廠煙氣脫硝技術(shù)---選擇性催化還原法［M］.北京：中國電力出版社,2008.

［2］王海.1 000 MW機(jī)組鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)的運(yùn)行優(yōu)化［J］.浙江電力,2013,32(12)：55-58.

［3］樊征兵.2×1 000 MW超超臨界燃煤機(jī)組SCR負(fù)荷適應(yīng)性分級省煤器改造可行性研究報告［R］.廣東：廣東惠州平海發(fā)電廠有限公司,2014.

Feasibility Analysis on Improving Load Adaptability of SCR Denitrification Systems

Kang Xuezhan
(China Resources Power(Haifeng)Co.,Ltd.,Shanwei 516468,Guangdong Province,China)

In light of the problem that the SCR denitrification system had to operate in all-weather conditions to meet the NOxemission requirement,feasible technical schemes to improve the system's load adaptability were proposed and compared,with focus on the scheme of staged economizer retrofit and the application,which may serve as a reference for the retrofit of in-service units and the design of newly-built units.

boiler；SCR facility；load adaptability；technical retrofit

TK223.33

A

1671-086X(2015)03-0225-06

2014-08-20

康學(xué)占(1973-),男,技師,主要從事大型火電機(jī)組環(huán)保技術(shù)管理工作。

E-mail：kangxuezhan@crphf.net.cn