提高SCR脱硝装置负荷适应性的可行性分析

康学占

(华润电力(海丰)有限公司,广东汕尾516468)

提高SCR脱硝装置负荷适应性的可行性分析

康学占

(华润电力(海丰)有限公司,广东汕尾516468)

针对SCR脱硝装置必须全天候运行以满足NOx排放质量浓度要求的问题,分析了提高SCR脱硝装置负荷适应性的可行性技术方案并进行了简单对比。重点阐述了不降低锅炉效率的省煤器分级改造和布置方案及实施,为运行机组的技术改造和新建机组设计阶段提供借鉴和参考。

锅炉；SCR装置；负荷适应性；技术改造

根据国家发布的大气污染物排放要求,锅炉NOx排放质量浓度必须小于50 mg/m3,且要求锅炉正常运行的所有工况都必须满足排放限值的要求。由于SCR脱硝装置催化剂运行有严格的温度范围,在偏离该范围时不能投运。因此,必须要对现有机组进行技改,以提高低负荷时SCR脱硝装置进口烟温,满足SCR脱硝装置运行的最低温度限值；同时还要保证改造后最高负荷运行时,烟气温度不能高于SCR脱硝装置正常运行允许的温度上限值。

2台1 000 MW超超临界机组锅炉SCR脱硝装置催化剂设计要求其进口烟温在320～420℃,实际运行中机组在500 MW以下的低负荷运行时,省煤器出口烟温已低于320℃,不能满足SCR脱硝装置安全投运的要求［1］。笔者从运行数据和催化剂的特性进行分析,介绍几种提高脱硝投运率的技改方案,从改造效果、安全可靠性和对锅炉效率的影响上分析各方案的优缺点,以省煤器分级改造作为解决办法的首选,达到节能减排的目的。

1 省煤器布置和锅炉设计、运行数据

1.1 省煤器布置

该锅炉省煤器分成两部分,分别布置于锅炉后烟井的低温再热器和低温过热器下面,两组省煤器工质侧呈并联布置。后烟井前后烟道中分别布置两、三组省煤器管组,采用光管蛇形管,顺列排列,与烟气成逆流布置。

1.2 锅炉设计数据

锅炉设计的50%BMCR负荷时省煤器出口烟温为308℃,已不能满足SCR催化剂运行温度≥320℃的要求。锅炉设计的烟气温度见表1。

表1 烟气温度 ℃

1.3 锅炉运行数据

锅炉在安装SCR脱硝装置后,实际运行中存在低负荷省煤器出口烟温偏低,甚至低于SCR停止喷氨保护动作温度(307℃)。锅炉实际运行数据见表2。

脱硝装置催化剂基材为TiO2,活性物质为V2O5、WO3。设计正常运行温度为320～420℃,催化剂才具有良好的活性。当烟气温度低于307℃或高于427℃时,必须退出脱硝装置运行［2］。

表2 锅炉实际运行数据

结合设计数据和运行数据,并考虑实际运行工况可能存在的一定偏差,可以看出锅炉在500 MW负荷以下时,SCR脱硝装置入口处烟温达不到要求。为保证脱硝设备在各负荷下均能正常投运,并考虑将来可能的煤种变化的适应性而增加一定裕度,需要对机组进行改造,将350 MW工况下省煤器出口的烟温提高到320℃,同时BMCR负荷时,省煤器出口烟温不超过405℃。

2 提高SCR脱硝装置负荷适应性改造方案

2.1 改造方案的工作原理

提高SCR脱硝装置的负荷适应性,提高其入口处烟气温度,通常采用的方案为：提高给水温度、设置省煤器旁路烟道、设置省煤器水侧旁路、热水再循环和省煤器分段布置等。

2.1.1 提高给水温度

弹性回热技术---可调式抽汽补充加热锅炉给水。

图1为回热抽汽补充加热锅炉给水原理图。

图1 回热抽汽补充加热锅炉给水原理图

该方案是选择一个汽轮机合适的抽汽点,并相应增加一个抽汽可调式的给水加热器。在负荷降低时,通过调节阀可控制该加热器的入口压力基本不变,从而能维持给水温度基本不变。低负荷下省煤器入口水温的提高,使其出口烟温相应上升,可确保SCR脱硝装置在全负荷范围内处于催化剂的高效运行区,实现全天侯烟气脱硝。

2.1.2 设置省煤器旁路烟道

设置省煤器旁路烟道方案原理见图2。

图2 省煤器旁路烟道方案原理图

该方案是通过在烟气进入省煤器的烟道后墙壁上开孔或拉稀后包墙管,抽一部分烟气引至SCR脱硝装置进口烟道处,在低负荷时,通过抽取较高温度的烟气与省煤器出口烟气混合,使低负荷时SCR脱硝装置进口处烟气温度达到320℃以上。

针对该项目锅炉受热面布置的情况,按照350 MW负荷下抽掉20%、40%低过侧省煤器烟气流量计算了几个工况,结果见表3。

表3 省煤器旁路烟道方案计算结果

2.1.3 设置省煤器水侧旁路

设置省煤器水侧旁路的原理见图3。

图3 设置省煤器水侧旁路的原理图

该方案是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道,将部分给水短路直接引至省煤器出口集箱,减少流经省煤器的给水量,从而减少省煤器从烟气中吸收的热量,以达到提高省煤器出口烟温的目的。

针对本项目锅炉受热面的布置情况,按照350 MW负荷下旁路掉20%、30%、40%、50%省煤器给水流量的几个工况,计算结果见表4。

表4 设置省煤器水侧旁路方案计算

2.1.4 热水再循环

省煤器旁路加热水再循环方案的原理见图4。

图4 热水再循环方案原理图

该方案为省煤器水侧旁路进一步发展方案。第一部分通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道,将部分给水短路,直接引至省煤器出口集箱,减少流经省煤器的给水量,从而减少省煤器从烟气中吸收的热量,以达到提高省煤器出口烟温的目的；第二部分再通过热水再循环系统将热水送入省煤器,提高省煤器进口水的温度,降低省煤器冷却烟气温度的能力,从而进一步提高省煤器出口烟气温度。

该方案除了必须增加省煤器水侧旁路的设备外,还需要一整套热水再循环系统：再循环泵、连接管道、调节阀、截止阀,以及相应的输水系统等。系统改造方案复杂,对运行控制要求将大幅度提高。

2.1.5 省煤器分级布置

省煤器分级设置方案原理见图5。

图5 省煤器分级布置方案原理图

该方案在进行热力计算的基础上,将原有省煤器部分(靠烟气下游部分拆除),在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器,然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量,达到提高SCR反应器进口温度在320℃以上的目的。烟气通过SCR反应器脱除NOx之后,进一步通过SCR反应器后的省煤器来吸收烟气中的热量,以保证空气预热器进、出口烟温基本不变,即在保证SCR最低稳燃负荷以上所有负荷正常投运的同时,保证锅炉的热效率等性能指标不受影响。

经过初步计算,经过省煤器分级后各负荷下进入SCR的烟温见表5。

表5 省煤器分级方案烟温计算结果 ℃

2.2 技术方案的比较

2.2.1 改造效果

提高给水温度：

(1)解决了SCR低负荷运行的难题。低负荷下省煤器入口水温的提高,使其出口烟温相应上升,可确保SCR在全负荷范围内处于催化剂的高效区运行。

(2)低负荷下汽轮机抽汽量的增加,提高了热力系统的循环效率。

(3)显著提高机组的调频能力和调频经济性。在机组需快速加 (减)负荷时可使用抽汽调节阀快速减少(增加)抽汽量予以响应,待锅炉热负荷跟上后,再进行反向调节,最终仍满足平均给水温度不变。结合凝结水调频技术,可使汽轮机主汽调节阀全开,补汽阀全关,机组调频性能和变负荷经济性显著提高。

(4)提高机组调频运行的安全性。由于锅炉省煤器重达2 000 t,其巨大的蓄热量可使其出口温度在这调节过程中保持不变。而因省煤器及入口联箱等均为碳钢和低合金钢,抗温度变化(应力)能力远优于采用合金钢的过热器、再热器和相关联箱等。故该调频技术的安全性远胜于传统的汽轮机调节阀调节方法。

设置省煤器旁路烟道：

从表3可见,在350 MW时,旁路掉40%的低过侧省煤器烟气流量,可以使省煤器出口烟温提高33 K,在旁路掉40%的流量后,SCR进口的烟气温度327℃,可以满足高于320℃的目标。

设置省煤器水侧旁路：

从表4可见,在350 MW时,旁路掉50%的给水流量,可以使省煤器出口烟温提高33 K,此时SCR进口的烟气温度才刚刚达到317℃,没有达到320℃的目标。

热水再循环：

由省煤器水侧旁路方案可知,水侧旁路方案为其升级版,可以进一步提高省煤器出口烟气温度；但是在350 MW,保证省煤器出口烟温满足脱硝投运要求的前提下,省煤器出口温度无法保证不发生汽蚀的安全裕度,也就是说,该方案也无法满足项目要求。

省煤器分级布置：

从表5可见,锅炉从BMCR负荷降至350 MW负荷,计算得出分隔烟道两侧省煤器出口混合后的烟温从402℃降至320℃,完全可以满足脱硝设备要求的工作烟温范围内,确保脱硝设备在各负荷下的正常投运。

2.2.2 安全可靠性

提高给水温度：

(1)省煤器入口水温的提高,使省煤器出口即水冷壁入口水温也相应提高,减少了水冷壁入口欠焓,显著提高了低负荷工况下的水动力特性,大大提高了水冷壁的运行安全性。

(2)省煤器出口烟温的上升,通过空气预热器,相应提高了一次风和二次风的热风温度,即提高了制粉系统的干燥出力,又改善了低负荷下锅炉的燃烧效率和稳燃性能,提高了安全性。

设置省煤器旁路烟道：

如果烟气挡板的密封性能变差,可能在高负荷时有部分高温烟气从旁路烟道泄漏,直接进入SCR装置,这时烟气温度将会出现高于催化剂最高允许温度的风险,对于催化剂来说,将带来致命的破坏；同时,由于在后烟井设置抽烟气口,将会对后面整个流场带来影响,省煤器的换热可能会出现较大的偏差；高温烟气被旁路掉,导致省煤器吸热不足,可能对整个汽水系统的热量分配带来较大的不利影响,影响锅炉的出力、效率,甚至锅炉的稳定性。

如果长期不在低负荷运行,也就是挡板门处于常闭状态,可能会导致积灰、卡涩打不开,而在不需要打开的时候,却无法密封,总之,性能非常不稳定。

设置省煤器水侧旁路：

在旁路掉50%的情况下,低过侧省煤器出口水温为316℃,仅比该工况饱和温度321℃低5 K,没有足够的过冷度,省煤器在运行过程中将会出现汽蚀,严重威胁省煤器的安全运行。

热水再循环：

如采用此,省煤器出口的介质温度将比省煤器水旁路方案更高,如果达到脱硝烟温的要求,省煤器出口将达到该工况饱和温度321℃,没有足够的过冷度,省煤器在运行过程中将会出现汽蚀,严重威胁省煤器的安全运行。

省煤器分级布置：

由于没有增加多余的设备,仅仅将省煤器分成两级,所以安全可靠性与改造前基本一致。

2.2.3 锅炉效率

设置省煤器旁路烟道：

从表3可见,在满足SCR入口烟气温度的工况下,锅炉排烟温度达到126℃,相比原设计排烟温度103℃提高了23 K,锅炉的热效率将会降低约1.2%,对机组的经济性影响较为明显。

设置省煤器水侧旁路：

该方案也导致排烟温度升高,影响机组经济性(热效率可能降低1.2%)。

热水再循环：

该方案也导致排烟温度升高约23 K,影响机组经济性(热效率可能降低1.2%)。

省煤器分级布置：

从表5可见,省煤器分级后,从BMCR负荷到350 MW负荷,锅炉的排烟温度和改造前是一样的,锅炉效率没有降低,对机组的经济性运行没有影响。

2.2.4 运行方式

设置省煤器旁路烟道：

随负荷的变化、要求调整挡板开关及开度。设置省煤器水侧旁路：

随负荷的变化调整阀门开度,要启停旁路系统的疏水系统。

热水再循环：

随负荷变化调整阀门开度和再循环系统的流量等。

省煤器分级布置：

与改造前无变化。

2.2.5 投资成本(按1台锅炉计)

设置省煤器旁路烟道约2 500万元。

设置省煤器水侧旁路约1 700万元。

热水再循环约2 500万元。

省煤器分级布置约3 800万元。

通过对几种改造方案比较,并结合电厂实际情况,建议采用省煤器分级布置改造方案［3］。

3 省煤器受热面分级布置改造的实施

3.1 割除现有省煤器受热面

为提高进入脱硝设备的烟温,需要减少锅炉尾部的部分受热面,根据计算结果及锅炉现有受热面的情况,考虑将低过和低再侧的省煤器部分管组拆除。总拆除的省煤器面积为原省煤器总面积的38%左右。

受热面割除后,进入脱硝设备的烟温将提高,锅炉排烟温度也会升高,而锅炉热效率会下降,因此,需要在脱硝设备后设置省煤器受热面,以吸收烟气中的热量,确保进入空气预热器的烟温及排烟温度低于或接近原来的设计值。

3.2 新增省煤器的布置

脱硝烟道分左右两侧布置,单侧的催化剂工作区烟道在下部通过烟道截面收缩,通过连接烟道然后再通过膨胀节与SCR出口烟道连接,最终反应后的烟气通过出口烟道进入空气预热器入口烟道,见图6。

图6 省煤器分级布置图(单位：mm)

在上述形成的缩口烟道内设置省煤器,两侧烟道沿宽度方向布置省煤器,新增省煤器管子的换热面积约为原省煤器总换热面积的38%左右。两侧省煤器工质并联布置,受热面下端为进口,上端为出口,给水与烟气逆向流动,受热面进、出口设置集箱和连接管道,按工质流向,此受热面作为省煤器系统的第一级受热面,锅炉给水先经过此受热面加热,然后引入原省煤器的给水进口集箱,因而原锅炉的给水管道需要更改。

3.3 改造后锅炉性能

对省煤器分级改造方案进行热力计算,以确定省煤器受热面的分级比例。改造后在BMCR负荷和350 MW负荷下的主要热力数据见表6。

表6 改造后的省煤器出口烟温数据 ℃

由计算结果可见：当锅炉从BMCR负荷降至350 MW负荷时,分隔烟道两侧省煤器出口混合后的烟温从402℃降至320℃。从实际运行数据看,负荷越高,省煤器出口烟温比设计值低得越大,分级省煤器改造后,SCR入口处的实际烟温在各负荷下的烟温均在320～400℃,可确保脱硝设备在各负荷下的正常投运。

4 结语

(1)根据运行机组的实际情况,综合经济性和投资成本选择最佳的改造方案,从而在锅炉效率不降低或略有降低,SCR脱硝装置实现全天候投运,满足环保监管的严格要求。

(2)通过对运行机组省煤器受热面的分级改造,既可满足脱硝设备对烟气温度的要求,又不会造成排烟温度上升、锅炉效率降低。改造后汽温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状,可作为SCR脱硝设备在各负荷下投运的改造借鉴。

(3)对于新建机组,在设计阶段就要考虑SCR脱硝装置全天候投运的问题,使机组在正常运行工况下NOx排放质量浓度均低于大气污染物排放标准。

［1］陈进生.火电厂烟气脱硝技术---选择性催化还原法［M］.北京：中国电力出版社,2008.

［2］王海.1 000 MW机组锅炉SCR脱硝系统的运行优化［J］.浙江电力,2013,32(12)：55-58.

［3］樊征兵.2×1 000 MW超超临界燃煤机组SCR负荷适应性分级省煤器改造可行性研究报告［R］.广东：广东惠州平海发电厂有限公司,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

康学占(1973-),男,技师,主要从事大型火电机组环保技术管理工作。

E-mail：kangxuezhan@crphf.net.cn