電站鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)改造方案

電站鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)改造方案1鍋爐設(shè)備情況3號(hào)、4號(hào)鍋爐為超臨界參數(shù)、變壓運(yùn)行、螺旋管圈直流燃煤鍋爐，本體型式為單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)n型、露天布置。燃燒方式采用低NOx同軸燃燒系統(tǒng)。表1為鍋爐設(shè)計(jì)參數(shù)，表2為鍋爐運(yùn)行煤質(zhì)的情況。表1鍋爐設(shè)計(jì)參數(shù)名稱 最大連線蒸發(fā)制班定工況蒸發(fā)量過(guò)熱蒸汽流量（停h-）191317H5過(guò)熱讖汽出口壓力/MPa25.425.24因熱蒸代出口溫度八二571571再熱蒸汽流量/｛「h-） 1583.學(xué)1484再熱蒸汽進(jìn)口壓力/MPa4.394.IL再熱蒸汽進(jìn)口溫度/花3\13U6苒熱蒸汽出口壓力/MPu4,二計(jì)3.”用熱蒸汽出口溫度/V川湖給水溫度/七2?227M注：表中壓力均為絕對(duì)壓力。表2運(yùn)行煤質(zhì)項(xiàng)目設(shè)計(jì)煤種校核煤種實(shí)際《押府東勝煤N晉北煙煤）煤種全水分質(zhì)價(jià)分?jǐn)?shù)以14.5Q10*(.)58.60空氣干燥基水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)丸皿2.851.14收到基灰分質(zhì)量分?jǐn)?shù)上出）25,()924,87干燥無(wú)灰?基揮發(fā)分質(zhì)髓分?jǐn)?shù)250U3175收到基碳標(biāo)顯分?jǐn)?shù)/%62.5?4154.97收到基W質(zhì)品分?jǐn)?shù)回3.623J用羽60收到基氧質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%9*946-64儀64收到基嬴質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%0.71)止720.85收到基硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)濟(jì)上410-63飆4S收到基低位發(fā)熱量〃MJKgT) 22^76020.34H也⑸）省煤器布置于鍋爐的后煙井低溫再熱器下面，有3組采用光管蛇形管，順列排列，與煙氣成逆流布置。

2脫硝全負(fù)荷投運(yùn)存在的技術(shù)問(wèn)題通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，鍋爐省煤器的出口煙溫曲線如圖1所示。 L L 2脫硝全負(fù)荷投運(yùn)存在的技術(shù)問(wèn)題通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，鍋爐省煤器的出口煙溫曲線如圖1所示。 L L J J L I-16。 240 32() 400 4即56。 640貝荷『MW脫硝裝置允許詼行最高溫度脫硝裝置允許運(yùn)行最低溫度實(shí)際煙溫由圖1可以看出，該電廠3號(hào)鍋爐在400MW運(yùn)行時(shí)省煤器出口煙溫為298℃，已經(jīng)低于SCR裝置的最佳反應(yīng)溫度范圍。隨著負(fù)荷的降低，省煤器出口的煙氣溫度進(jìn)一步降低，將不得不退出SCR裝置運(yùn)行。結(jié)合設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)和運(yùn)行數(shù)據(jù)，并考慮實(shí)際運(yùn)行工況可能存在的偏差，大約負(fù)荷低于450MW時(shí)，SCR入口處的煙氣溫度達(dá)不到SCR裝置允許運(yùn)行最低溫度(314℃)的要求。在210?250MW負(fù)荷區(qū)間，SCR入口處的煙氣溫度甚至只有260?270℃,脫硝系統(tǒng)根本不可能投運(yùn)。此原因直接導(dǎo)致2013年度該機(jī)組SCR投運(yùn)率只有45%。查看鍋爐不同負(fù)荷時(shí)的運(yùn)行狀況，以2012年8月8日部分時(shí)段3號(hào)爐的運(yùn)行數(shù)據(jù)為例，如圖2所示。省煤器出口煙氣溫度7:128:249:3610:4812:00131214:2415:36時(shí)刻省煤器出口煙氣溫度7:128:249:3610:4812:00131214:2415:36圖23號(hào)爐省煤器出口煙氣溫度隨負(fù)荷變化曲線由圖2可以看出，600MW負(fù)荷下，省煤器出口煙氣溫度在346℃左右，300MW負(fù)荷下，省煤器出口煙氣溫度在297℃左右。另根據(jù)4號(hào)爐2013年7月運(yùn)行畫面，在600MW負(fù)荷下，省煤器出口煙氣溫度為357℃。從3號(hào)爐和4號(hào)爐運(yùn)行數(shù)據(jù)可以看出，在2014年1月之前，省煤器出口煙氣溫度是較高的。2011—2013年，機(jī)組燃煤以低熔點(diǎn)高水分的神華煤、印尼煤為主，鍋爐受熱面存在結(jié)焦現(xiàn)象，且其氧量運(yùn)行值較目前的數(shù)值大，故排煙溫度也偏高。燃用當(dāng)前煤種，3號(hào)、4號(hào)爐均不存在結(jié)焦現(xiàn)象，且考慮到低氮燃燒問(wèn)題，目前運(yùn)行氧量一般也較低。因此，按照目前的燃煤及氧量控制，即使在夏季，省煤器出口煙氣溫度也不會(huì)高于2013以前的水平。GB13223—2011《火電廠大氣污染排放標(biāo)準(zhǔn)》要求，2014年7月1日后所有燃煤鍋爐氮氧化物排放須不超過(guò)100mg/m3。為達(dá)到這一排放指標(biāo)，電廠不僅使用了爐內(nèi)低氮燃燒器，還完成了SCR脫硝改造。通常SCR裝置的最佳反應(yīng)溫度范圍為320?400℃,對(duì)于特定的裝置，催化劑的設(shè)計(jì)溫度范圍稍有變化（該電廠催化劑溫度范圍為314?400℃）。通常按照鍋爐的正常負(fù)荷設(shè)計(jì)省煤器出口煙溫，當(dāng)鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，省煤器出口煙氣溫度會(huì)低于下限值，無(wú)法滿足SCR裝置投運(yùn)的溫度要求。雖然可通過(guò)燃燒調(diào)整、燃煤摻燒以及降低催化劑的噴氨溫度等措施，來(lái)降低各個(gè)負(fù)荷段的NOx的排放，但是仍然不能滿足要求。隨著NOx排放要求的進(jìn)一步嚴(yán)格執(zhí)行，低負(fù)荷時(shí)無(wú)法投運(yùn)SCR將不能適應(yīng)國(guó)家及地方污染排放標(biāo)準(zhǔn)的要求。對(duì)此，必須對(duì)鍋爐進(jìn)行相應(yīng)改造，以解決這一問(wèn)題。3脫硝全負(fù)荷投運(yùn)改造方案當(dāng)前全工況脫硝技術(shù)主要有：省煤器分級(jí)布置、省煤器煙氣旁路、省煤器再循環(huán)等幾種。綜合各脫硝技術(shù)的特點(diǎn)，結(jié)合電廠的實(shí)際情況，主要有如下幾種適合該電廠進(jìn)行全工況脫硝改造的方案。方案一：省煤器簡(jiǎn)單水旁路該方案通過(guò)在省煤器進(jìn)口集箱之前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水旁路直接引至下降管中，減少流經(jīng)省煤器的給水量，從而減少省煤器從煙氣中的吸熱量，以達(dá)到提高省煤器出口煙溫的目的，如圖3所示。 煤器出口集箱下降管 r-■X 給水管 SCR圖3省煤器簡(jiǎn)單水旁路的原理圖針對(duì)本項(xiàng)目的鍋爐受熱面的布置情況，通過(guò)熱力計(jì)算得到方案一的改造效果，見(jiàn)表3。表3省煤器簡(jiǎn)單水旁路方案計(jì)算結(jié)果

220MW項(xiàng)目22UMW改造前4U0MW300MW25。MW給水流量河th1)旁路流量旁路比例加220MW項(xiàng)目22UMW改造前4U0MW300MW25。MW給水流量河th1)旁路流量旁路比例加省煤器出口煙溫/七排煙溫度汽67Uino.2改造后400MW30DMW?予｝MW給水流量八一卜一1)旁F各流量”一卜1'旁路比例旅省煤推出“炯溫/V排煙溫度290.0⑷由3加L0從表3可以看出，相比改造前，在220MW負(fù)荷時(shí)，省煤器出口煙溫增加了9℃,排煙溫度增加了2℃，改造后省煤器出口煙溫有一定程度的增加，但是對(duì)于排煙溫度影響比較小。方案一的改造范圍：需要設(shè)置管道旁路，包括冷熱水混合器、調(diào)節(jié)閥、截止閥、止回閥、新增原給水管道至下降管之間的給水管道、管道支吊架、其他疏水設(shè)置等。方案二：省煤器再循環(huán)該方案是在方案一省煤器簡(jiǎn)單水旁路的基礎(chǔ)上進(jìn)一步發(fā)展的方案。第一部分同樣通過(guò)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，從而減小省煤器從煙氣中吸熱量。第二部分采用熱水再循環(huán)系統(tǒng)將省煤器出口的熱水再循環(huán)引至省煤器進(jìn)口，提高省煤器進(jìn)口的水溫，進(jìn)一步降低省煤器的吸熱量，提高省煤器出口的煙氣溫度，如圖4所示。改造后熱力計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表4。圖4省煤器再循環(huán)原理圖'自規(guī)器出口集軸下降管圖4省煤器再循環(huán)原理圖'自規(guī)器出口集軸下降管給水管表4省煤器再循環(huán)方案計(jì)算結(jié)果項(xiàng)目項(xiàng)H改造前41)口MW30(.1MW洌MW230MW給水流量/ft,hT)10.87824718670旁路流?最A(yù)r)000循環(huán)泵流量/(tfT)V60U省煤舞出口煙溫rc工閑6282^6272,5工63.U排煙溫度,七’105-49103.2HMJ.2項(xiàng)目改造后4(}口MWMW口油MW給水流流“t小1US7必71H67口旁路流維1】3QU3^(154{)循環(huán)泵流量〃「hr)3(H)40(1445省煤器出口煙溫/七51亂口315,U315.0315.(J排煙溫度/116.5113.?MCk3相比改造前，在220MW負(fù)荷時(shí)省煤器出口煙溫增加了52℃,排煙溫度增加了16.1℃,改造后省煤器出口煙溫和排煙溫度有較大程度的增加。方案二需要改造的范圍：在方案一的基礎(chǔ)上，增加了一套省煤器再循環(huán)系統(tǒng)，包括再循環(huán)泵、壓力容器罐、冷熱水混合器、調(diào)節(jié)閥、截止閥、止回閥，以及相應(yīng)的疏水系統(tǒng)。低負(fù)荷下，該類鍋爐水冷壁存在的問(wèn)題為下?tīng)t膛螺旋管圈易超溫。超溫的主要原因?yàn)榈拓?fù)荷下給水量少，螺旋管圈流量分配困難，從而導(dǎo)致螺旋管流量偏差較大。采用熱水再循環(huán)方案，穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)下，安全性是提高的?？紤]到直流爐的特性，需要關(guān)注的核心問(wèn)題為變負(fù)荷動(dòng)態(tài)運(yùn)行下，熱水循環(huán)泵流量和給水至下降管旁路流量的控制匹配問(wèn)題。該問(wèn)題需要從水循環(huán)系統(tǒng)設(shè)計(jì)及邏輯控制方面來(lái)解決，結(jié)合鍋爐本身特性進(jìn)行有針對(duì)性的控制函數(shù)修改，可以保證機(jī)組安全穩(wěn)定的運(yùn)行。方案三：省煤器分級(jí)設(shè)置方案三是部分拆除原有的靠近煙氣下游的省煤器受熱面，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)器后的省煤器，然后通過(guò)連接管道再引至位于SCR反應(yīng)器前的省煤器。此方案減少了SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，達(dá)到提高SCR入口煙氣溫度的目的，如圖5所示。百丫煤器出11集箱卜降管給水管 - 圖5省煤器分級(jí)設(shè)置原理圖若要實(shí)現(xiàn)220?600MW全負(fù)荷能投入脫硝，根據(jù)鍋爐熱力計(jì)算得到，需分級(jí)設(shè)置6659m2省煤器受熱面積。熱力計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表5至表7。表5摻燒石炭煤時(shí)省煤器分級(jí)設(shè)置熱力計(jì)算結(jié)果項(xiàng)目改造前MW串用MW3中卜MW25-1?MW220MW給水流量/(VhT)17351DS7茜247IH67(*NCR人口煙溫/七335.U29S.62S2.6272.3263.0排煙溫度/X12().71U5.4H.I5.9103-2100.2項(xiàng)目改造國(guó)6(H)MW41MpMW300MW25(1MW220MW給水流量〃)17351。叼K247IStsvnSCR入口煙溫/X381.6340.0322.63D9.6304；0排煙溫度/七12(1.71H5.41(15.911)3.22注：改造后，SCR前省煤器減少受熱面積和SCR后省煤器增加受熱面積均為6659m2,下同。表6負(fù)荷600MW時(shí)燃用校核煤種時(shí)省煤器分級(jí)設(shè)置熱力計(jì)算表項(xiàng)同改造前改造后給水流量/1Lhf>17351T35SCR人口煙溫/二350.什3姒3排煙溫度/七13&.413H.4

表7負(fù)荷600MW時(shí)燃用神府東勝煤混煤時(shí)省煤器分級(jí)設(shè)置熱力計(jì)算結(jié)果項(xiàng)F!改造前改造后給水流晶〃「h1）」7351735SCR人口煙溫/七355.升4U4.7排煙溫度八？139.4uy.4方案三的改造范圍：包括鍋爐后煙井的拆裝、原省煤器的部分受熱面的拆除、剩余省煤器與集箱的重新連接與恢復(fù)、SCR反應(yīng)器下方的煙道打開(kāi)與恢復(fù)、新增部分省煤器的安裝與支吊、SCR基礎(chǔ)鋼架的校核與加固、給水管道的安裝與支吊、SCR反應(yīng)器的儀控和測(cè)點(diǎn)的移位、吹灰器的增加、平臺(tái)扶梯的增加等。三種方案投資成本及鍋爐經(jīng)濟(jì)性對(duì)比表8為上述3種方案投資成本及鍋爐經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析。針對(duì)該電廠的煤種范圍，從方案的煙氣調(diào)節(jié)效果、方案的實(shí)施難度以及方案的穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性上看，可采用方案三，即省煤器分級(jí)設(shè)置的改造方案。表8三種方案的投資成本及鍋爐經(jīng)濟(jì)性對(duì)比方案 投資成本/萬(wàn)元 對(duì)鍋爐經(jīng)濟(jì)性影響簡(jiǎn)單 門 高負(fù)荷對(duì)經(jīng)濟(jì)性不影響.22。MW負(fù)約^00水旁路 ”一 荷下排煙溫度升高3七左右省煤器

再循環(huán)高負(fù)荷對(duì)經(jīng)濟(jì)性不影響,低負(fù)荷卜排煙溫度升高.一年由于排煙溫度省煤器

再循環(huán)2097升高用起的損失最大為118萬(wàn)元:每年泵:運(yùn)獰電混為8萬(wàn)元,維護(hù)費(fèi)用為75萬(wàn)元省煤器

分級(jí)設(shè)請(qǐng)約2588省煤器

分級(jí)設(shè)請(qǐng)約2588對(duì)銅爐斐濟(jì)性不影響。對(duì)煤種適收性有一定要求4改造效果分析省煤器分級(jí)改造后對(duì)SCR入口煙溫影響為了驗(yàn)證該電廠省煤器分級(jí)改造效果，對(duì)3號(hào)鍋爐進(jìn)行了改造后試驗(yàn)。表9為改造后SCR脫硝系統(tǒng)入口溫度變化。從表9可以得出，在進(jìn)行省煤器分級(jí)改造后，在機(jī)組600MW負(fù)荷下，脫硝入口A側(cè)和B側(cè)煙氣溫度分別為378℃和380℃，滿足“脫硝入口煙溫不高于400℃”的性能保證值的要求。在機(jī)組250MW負(fù)荷下，脫硝入口A側(cè)和B側(cè)煙氣溫度分別為311℃和313℃，滿足“脫硝入口煙溫不低于309℃”的性能保證值的要求（改造后對(duì)SCR入口NOx質(zhì)量濃度進(jìn)行了調(diào)節(jié)，適當(dāng)降低了最低溫度）。通過(guò)省煤器分級(jí)改造后，脫硝系統(tǒng)達(dá)到了全負(fù)荷投運(yùn)的要求。表9改造后3號(hào)鍋爐主要參數(shù)

負(fù)荷/MW位scrArr煙溫/七空氣預(yù)熱器人口煙溫/七SCR出口NO.質(zhì)量濃度/ ■inr1600A3783432838cl3473(!舟）A35832138B35632332300A3222923aB32329436250A3113為R31.3我注：SCR入口煙溫的保證值為大于310℃但不大于400℃；空氣預(yù)熱器入口煙溫的保證值為不大于改造前試驗(yàn)值；SCR出口NOx質(zhì)量濃度的保證值為50mg/m3。省煤器分級(jí)改造后對(duì)鍋爐效率影響表10為各試驗(yàn)工況下鍋爐效率。在600MW負(fù)荷工況和250MW負(fù)荷工況下，修正后的鍋爐效率分別為94.31%和94.00%,滿足“鍋爐效率不小于93.9%”的性能保證值。表10各試驗(yàn)工況的鍋爐效率項(xiàng)Fl6(H)MW25UMW人口包的體積分?jǐn)?shù)以3,666-弓壬飛灰中碳的質(zhì)量分?jǐn)?shù)從(171L35排煙溫度/t：115.6陽(yáng)5修正后排煙溫度/（137.H101.1鍋爐效率以94.5294.23修正后鍋爐效率也94-3194.(K)5結(jié)論針對(duì)某600MW燃煤火電廠SCR脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷無(wú)法投運(yùn)的現(xiàn)狀，進(jìn)行了省煤器分級(jí)改造，并取得了較好的結(jié)果。主要結(jié)論如下：a）在進(jìn)行省煤器分級(jí)改造后，在機(jī)組600MW負(fù)荷下，脫硝入口A側(cè)和B側(cè)煙氣溫度分別為378℃和380℃,滿足“脫硝入