2×350MW机组全负荷烟气脱硝改造方案-北极星大气网

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摘要：燃煤机组在低负荷运行下脱硝系统改造的方法,经过方案比选,确定省煤器烟气旁路技术为本课题的最终方案。通过现场试验测试,分析试验数据,得出运用省煤器烟气旁路技术后,低负荷运行时脱硝系统入口烟温达到催化剂的正常使用温度,脱硝系统可以正常投运,满足超低排放的要求。

0 引言

内蒙古自治区发展和改革委员会，内蒙古自治区环保厅联合下发的“关于印发《内蒙古自治区煤电节能减排升级与改造计划（2014—2020）年》的通知”中提到，重点对现役燃煤火电机组进行环保改造。各发电企业要因厂制宜采用现有成熟的环保技术进行改造，鼓励自治区现役30 万千瓦级以上燃煤发电机组实施大气污染物超低排放限值的要求，即烟尘排放浓度约10 mg/m3，SO2 排放浓度约35 mg/m3，NOx 排放浓度约50 mg/m3 的要求。

为适应国家环保政策和新的排放要求，响应电网公司要求深度调峰的相关要求，避免锅炉在低负荷下出现氮氧化物排放超标的问题，决定对锅炉进行全负荷脱硝技术改造。如果改造后的脱硝系统能够在低负荷下稳定运行，且氮氧化物排放浓度达到超低排放限值要求，对于机组连续稳定运行具有重要意义。

1 系统概况

1.1 机组概况

机组为2x350 MW 超临界燃煤间接空冷供热机组，配备上海锅炉厂有限公司生产的超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，采用单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢结构、全悬吊结构乇型布置形式。燃烧方式采用四角切圆燃烧，配中速磨煤机正压直吹式制粉系统。锅炉设计最低不投油稳燃负荷及最低直流负荷臆30%BMCR（Boiler Maximum Continuous Rating，锅炉最大连续蒸发量）。锅炉主要设计参数见表1。

1.2 脱硝系统概况

脱硝系统采用SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原法），入口NOx 浓度设计值为350 mg/m3（干基，6%O2），出口NOx 浓度为70 mg/m3，脱硝效率设计值为80%。催化剂采用板式催化剂，按“2+1”设计，还原剂为液氨。SCR 反应器布置于省煤器与空预器之间，催化剂的适宜温度为（310-420）度。

2 脱硝系统存在问题

由烟气温度与SCR 系统催化剂活性关系（图1）可以看出，随着温度的升高催化剂活性也越来越高。在高负荷运行时，进入脱硝系统入口处的烟温较高，处在催化剂运行的正常范围内。但出现低负荷运行时，从省煤器中出来的烟气温度较低，低于催化剂的正常使用温度，过低的排烟温度无法满足脱硝系统连续、稳定地运行。且如果长时期低负荷运行，会造成催化剂效率低，氨逃逸率增大，导致空预器堵塞。所以需要对脱硝系统进行改造，以适应不同负荷运行时对催化剂的影响。

对现有脱硝系统入口处进行各段不同负荷运行时烟温的测试，测试结果如表2 所示。由表2 可以看出，在负荷50%时，脱硝系统入口（省煤器出口）烟气温度约300 益，由于催化剂的适宜温度在（310-420）度，所以在负荷 50%以下无法满足SCR 的运行要求。

3 改造方案

3.1 方案比选

对于全负荷脱硝系统改造，可分为2 类。一类是将催化剂改为能适应低温的宽温催化剂，另一类是将低负荷运行时的烟气温度升高。由于宽温催化剂国内应用实例很少[1]，目前改造大部分均为提升烟气温度的改造方案。低负荷下提升烟温常用的方法有省煤器分级技术，省煤器烟气旁路改造技术和烟气补燃技术等。

省煤器分级技术就是将省煤器分为两部分[2]，将高温段布置在脱硝系统的入口侧，低温段布置在脱硝系统的出口侧，将SCR布置在温度较高的区域，这样就实现了烟气温度的提升。

省煤器烟气旁路技术就是在锅炉省煤器入口的左右两侧加装旁路烟道，旁路烟道的出口连接脱硝系统的入口，旁路烟道上加装烟气挡板，调节挡板。省煤器旁路改造实物如图2 所示。

烟气补燃技术就是在省煤器的出口段到脱硝系统的入口段布置补燃燃烧器，使低负荷下的烟气温度有效升高，达到催化剂要求的温度范围，以提高脱硝效率的技术。3 种改造方案的优劣比对如表3所示。

由表3可知，省煤器加装旁路技术与烟气补燃技术效果较好，且调节范围大。但烟气补燃技术国内应用较少且投资成本高，所以本课题最终选用省煤器加装旁路技术。

3.2 数值模拟

用Fluent 软件将未改造前脱硝系统与改造后的系统分别进行模拟，经过建模、划分网格、输入边界参数等步骤后。最终模拟结果如图3和图4所示，改造前后烟气流速基本不受影响，因此不会对SCR 后续的均流产生影响；改造前后烟气温度基本不受影响，因此不会造成烟温的偏差。

4 脱硝系统改造后效果分析

改造前后烟气温度测试结果如表4所示。由4表可以看出，当机组在30%负荷的工况下，SCR入口烟温为293度，约SCR 入口催化剂反应温度。经过改造后的脱硝系统，30%负荷的工况下，SCR入口烟温为310度，提升到了催化剂的反应范围中，满足脱硝系统投运的要求，且对SCR 后续的流场、温度场均不产生影响，故改造方案切实可行。

5 结论

（1）脱硝系统运行后逐渐开启旁路烟道调节挡板门至全开，逐渐关小省煤器出口烟道主路调节挡板门，脱硝系统入口烟气温度逐渐上升，在110MW负荷（约30%负荷）工况下，脱硝系统SCR 入口烟气温度达到310度，满足SCR 脱硝装置入口温度要求，

（2）满负荷下SCR入口烟温为370度左右，与原运行数据一致，未出现旁路烟道挡板门不严SCR入口烟温过高的现象，锅炉效率没有降低。

（3）在锅炉负荷30%-100%负荷下SCR脱硝系统符合投运的要求，实现了锅炉的低负荷投运脱硝系统的要求，满足了氮氧化物的排放浓度低于超低排放限值的要求。

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