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摘要:针对SCR脱硝装置必须全天候运行以满足NOx排放浓度要求的问题,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,为在运行机组的技改和新建机组设计阶段提供借鉴和参考。

某电厂在运行2×1000MW超超临界机组,锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,单炉膛、一次中间再热、双切圆燃烧方式、平衡通风、全钢架悬吊结构Π型露天布置、固态排渣。SCR脱硝装置的投运通常要求其进口烟温在320℃~420℃范围内。在实际运行中,尤其是在500MW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 ]。

新的环保标准要求锅炉的NOx排放必须小于100mg/Nm3,且广东省的环保要求锅炉正常运行的所有工况都必须满足此排放限值的要求。因此,为减少锅炉运行中污染物的排放,满足国家的环保要求,脱硝装置在锅炉运行的各负荷下均需要投运,以减少烟气中NOx的排放浓度。为了满足SCR脱硝装置运行的烟温要求,必须要对已运行机组进行改造,以提高SCR脱硝装置入口烟气温度,满足SCR脱硝装置运行的最低温度限值。同时,保证最高负荷运行时,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。

1. 省煤器布置和锅炉设计、运行数据

1.1 省煤器布置

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 锅炉设计热力数据

锅炉设计时,50%BMCR负荷省煤器出口烟温308℃,已不能满足SCR运行最低温度≥320℃的要求。

1.3 运行数据

锅炉在安装SCR脱硝装置后,运行过程中存在低负荷省煤器出口烟温偏低,不能满足SCR最低运行温度≥307℃的要求。

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℃,在此范围温度内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。

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,约在500MW负荷以下,SCR脱硝装置入口处烟温达不到要求。催化剂允许投运的最低温度为307℃,为保证脱硝设备在各负荷下均能正常的投运,并考虑实际运行工况可能存在的偏差,实际运行中左右两侧烟气温度略有偏差,再加上将来可能的煤种变化的适应性,增加一定裕度,需要对机组进行改造,将350MW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装置负荷适应性改造方案

2.1 改造方案的对比及建议

提高SCR脱硝装置的负荷适应性,提高其入口处烟气温度,通常采用的有几种方案,即:  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 弹性回热技术—可调式抽汽补充加热锅炉给水

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,通过调节门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区运行,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图如下:

该方案是通过在烟气进入省煤器的位置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脱硝装置入口烟道处,在低负荷时,通过抽取较高温度的烟气与省煤器出口过来的烟气混合,使低负荷时SCR脱硝装置入口处烟气温度达到320℃以上。

针对本项目锅炉受热面布置的情况,通过计算得到如下初步方案计算数据。按照350MW负荷下抽掉20%、40%低过侧省煤器烟气流量计算了几个工况。结果汇总见下表。

2.1.3 设置省煤器水旁路

设置省煤器水旁路的原理图如下:

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,通过计算得到如下初步方案计算数据。

按照350MW负荷下旁路掉20%、30%、40%、50%省煤器给水流量的几个工况。

2.1.4 省煤器旁路加热水再循环

省煤器旁路加热水再循环方案的原理图如下:

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