2×350 MW機(jī)組全負(fù)荷煙氣脫硝改造方案

武 潔，禾志強(qiáng)，沈建軍，張志勇

（內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院，內(nèi)蒙古呼和浩特 010020）

0 引言

內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展和改革委員會(huì)，內(nèi)蒙古自治區(qū)環(huán)保廳聯(lián)合下發(fā)的“關(guān)于印發(fā)《內(nèi)蒙古自治區(qū)煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造計(jì)劃（2014—2020）年》的通知”中提到，重點(diǎn)對(duì)現(xiàn)役燃煤火電機(jī)組進(jìn)行環(huán)保改造。各發(fā)電企業(yè)要因廠制宜采用現(xiàn)有成熟的環(huán)保技術(shù)進(jìn)行改造，鼓勵(lì)自治區(qū)現(xiàn)役30萬(wàn)千瓦級(jí)以上燃煤發(fā)電機(jī)組實(shí)施大氣污染物超低排放限值的要求，即煙塵排放濃度＜10 mg/m3，SO2排放濃度＜35 mg/m3，NOx排放濃度＜50 mg/m3的要求。

為適應(yīng)國(guó)家環(huán)保政策和新的排放要求，響應(yīng)電網(wǎng)公司要求深度調(diào)峰的相關(guān)要求，避免鍋爐在低負(fù)荷下出現(xiàn)氮氧化物排放超標(biāo)的問(wèn)題，決定對(duì)鍋爐進(jìn)行全負(fù)荷脫硝技術(shù)改造。如果改造后的脫硝系統(tǒng)能夠在低負(fù)荷下穩(wěn)定運(yùn)行，且氮氧化物排放濃度達(dá)到超低排放限值要求，對(duì)于機(jī)組連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行具有重要意義。

1 系統(tǒng)概況

1.1 機(jī)組概況

機(jī)組為2×350 MW超臨界燃煤間接空冷供熱機(jī)組，配備上海鍋爐廠有限公司生產(chǎn)的超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行螺旋管圈直流鍋爐，采用單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼結(jié)構(gòu)、全懸吊結(jié)構(gòu)П型布置形式。燃燒方式采用四角切圓燃燒，配中速磨煤機(jī)正壓直吹式制粉系統(tǒng)。鍋爐設(shè)計(jì)最低不投油穩(wěn)燃負(fù)荷及最低直流負(fù)荷≤30%BMCR（Boiler Maximum Continuous Rating，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量）。鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)見(jiàn)表1。

表1 鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)

1.2 脫硝系統(tǒng)概況

脫硝系統(tǒng)采用SCR（Selective Catalytic Reduction，選擇性催化還原法），入口NOx濃度設(shè)計(jì)值為350 mg/m3（干基，6%O2），出口NOx濃度為70 mg/m3，脫硝效率設(shè)計(jì)值為80%。催化劑采用板式催化劑，按“2+1”設(shè)計(jì)，還原劑為液氨。SCR反應(yīng)器布置于省煤器與空預(yù)器之間，催化劑的適宜溫度為（310～420）℃。

2 脫硝系統(tǒng)存在問(wèn)題

由煙氣溫度與SCR系統(tǒng)催化劑活性關(guān)系（圖1）可以看出，隨著溫度的升高催化劑活性也越來(lái)越高。在高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，進(jìn)入脫硝系統(tǒng)入口處的煙溫較高，處在催化劑運(yùn)行的正常范圍內(nèi)。但出現(xiàn)低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，從省煤器中出來(lái)的煙氣溫度較低，低于催化劑的正常使用溫度，過(guò)低的排煙溫度無(wú)法滿足脫硝系統(tǒng)連續(xù)、穩(wěn)定地運(yùn)行。且如果長(zhǎng)時(shí)期低負(fù)荷運(yùn)行，會(huì)造成催化劑效率低，氨逃逸率增大，導(dǎo)致空預(yù)器堵塞。所以需要對(duì)脫硝系統(tǒng)進(jìn)行改造，以適應(yīng)不同負(fù)荷運(yùn)行時(shí)對(duì)催化劑的影響。

圖1 催化劑活性與溫度關(guān)系

表2 現(xiàn)有脫硝系統(tǒng)入口處煙溫 ℃

對(duì)現(xiàn)有脫硝系統(tǒng)入口處進(jìn)行各段不同負(fù)荷運(yùn)行時(shí)煙溫的測(cè)試，測(cè)試結(jié)果如表2所示。由表2可以看出，在負(fù)荷50%時(shí)，脫硝系統(tǒng)入口（省煤器出口）煙氣溫度＜300℃，由于催化劑的適宜溫度在（310～420）℃，所以在負(fù)荷50%以下無(wú)法滿足SCR的運(yùn)行要求。

3 改造方案

3.1 方案比選

對(duì)于全負(fù)荷脫硝系統(tǒng)改造，可分為2類。一類是將催化劑改為能適應(yīng)低溫的寬溫催化劑，另一類是將低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)的煙氣溫度升高。由于寬溫催化劑國(guó)內(nèi)應(yīng)用實(shí)例很少[1]，目前改造大部分均為提升煙氣溫度的改造方案。低負(fù)荷下提升煙溫常用的方法有省煤器分級(jí)技術(shù)，省煤器煙氣旁路改造技術(shù)和煙氣補(bǔ)燃技術(shù)等。

省煤器分級(jí)技術(shù)就是將省煤器分為兩部分[2]，將高溫段布置在脫硝系統(tǒng)的入口側(cè)，低溫段布置在脫硝系統(tǒng)的出口側(cè)，將SCR布置在溫度較高的區(qū)域，這樣就實(shí)現(xiàn)了煙氣溫度的提升。

省煤器煙氣旁路技術(shù)就是在鍋爐省煤器入口的左右兩側(cè)加裝旁路煙道，旁路煙道的出口連接脫硝系統(tǒng)的入口，旁路煙道上加裝煙氣擋板，調(diào)節(jié)擋板。省煤器旁路改造實(shí)物如圖2所示。

圖2 省煤器旁路改造實(shí)物

煙氣補(bǔ)燃技術(shù)就是在省煤器的出口段到脫硝系統(tǒng)的入口段布置補(bǔ)燃燃燒器，使低負(fù)荷下的煙氣溫度有效升高，達(dá)到催化劑要求的溫度范圍，以提高脫硝效率的技術(shù)。3種改造方案的優(yōu)劣比對(duì)如表3所示。

表3 技術(shù)方案對(duì)比

由表3可知，省煤器加裝旁路技術(shù)與煙氣補(bǔ)燃技術(shù)效果較好，且調(diào)節(jié)范圍大。但煙氣補(bǔ)燃技術(shù)國(guó)內(nèi)應(yīng)用較少且投資成本高，所以本課題最終選用省煤器加裝旁路技術(shù)。

3.2 數(shù)值模擬

用Fluent軟件將未改造前脫硝系統(tǒng)與改造后的系統(tǒng)分別進(jìn)行模擬，經(jīng)過(guò)建模、劃分網(wǎng)格、輸入邊界參數(shù)等步驟后。最終模擬結(jié)果如圖3和圖4所示，改造前后煙氣流速基本不受影響，因此不會(huì)對(duì)SCR后續(xù)的均流產(chǎn)生影響；改造前后煙氣溫度基本不受影響，因此不會(huì)造成煙溫的偏差。

4 脫硝系統(tǒng)改造后效果分析

改造前后煙氣溫度測(cè)試結(jié)果如表4所示。由4表可以看出，當(dāng)機(jī)組在30%負(fù)荷的工況下，SCR入口煙溫為293℃，＜SCR入口催化劑反應(yīng)溫度。經(jīng)過(guò)改造后的脫硝系統(tǒng)，30%負(fù)荷的工況下，SCR入口煙溫為310℃，提升到了催化劑的反應(yīng)范圍中，滿足脫硝系統(tǒng)投運(yùn)的要求，且對(duì)SCR后續(xù)的流場(chǎng)、溫度場(chǎng)均不產(chǎn)生影響，故改造方案切實(shí)可行。

圖3 煙氣流速模擬

圖4 煙氣溫度模擬

表4 改造前后煙氣溫度測(cè)試結(jié)果

5 結(jié)論

（1）脫硝系統(tǒng)運(yùn)行后逐漸開(kāi)啟旁路煙道調(diào)節(jié)擋板門至全開(kāi)，逐漸關(guān)小省煤器出口煙道主路調(diào)節(jié)擋板門，脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度逐漸上升，在110 MW負(fù)荷（約30%負(fù)荷）工況下，脫硝系統(tǒng)SCR入口煙氣溫度達(dá)到310℃，滿足SCR脫硝裝置入口溫度要求，

（2）滿負(fù)荷下SCR入口煙溫為370℃左右，與原運(yùn)行數(shù)據(jù)一致，未出現(xiàn)旁路煙道擋板門不嚴(yán)SCR入口煙溫過(guò)高的現(xiàn)象，鍋爐效率沒(méi)有降低。

（3）在鍋爐負(fù)荷30%～100%負(fù)荷下SCR脫硝系統(tǒng)符合投運(yùn)的要求，實(shí)現(xiàn)了鍋爐的低負(fù)荷投運(yùn)脫硝系統(tǒng)的要求，滿足了氮氧化物的排放濃度低于超低排放限值的要求。