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电站锅炉SCR脱硝系统全负荷投运改造方案研究与工程实践

北极星环保网来源:《广东电力》李德波2017/6/14 15:11:55我要投稿

2脱硝全负荷投运存在的技术问题

通过现场测试,锅炉省煤器的出口烟温曲线如图1所示。

脱硝技术

图1掺烧石炭煤时各负荷段下省煤器出口烟温

由图1可以看出,该电厂3号锅炉在400MW运行时省煤器出口烟温为298℃,已经低于SCR装置的最佳反应温度范围。随着负荷的降低,省煤器出口的烟气温度进一步降低,将不得不退出SCR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偏差,大约负荷低于450MW时,SCR入口处的烟气温度达不到SCR装置允许运行最低温度(314℃)的要求。在210~250MW负荷区间,SCR入口处的烟气温度甚至只有260~270℃,脱硝系统根本不可能投运。

此原因直接导致2013年度该机组SCR投运率只有45%。查看锅炉不同负荷时的运行状况,以2012年8月8日部分时段3号炉的运行数据为例,如图2所示。

脱硝技术

图2 3号炉省煤器出口烟气温度随负荷变化曲线

由图2可以看出,600MW负荷下,省煤器出口烟气温度在346℃左右,300MW负荷下,省煤器出口烟气温度在297℃左右。另根据4号炉2013年7月运行画面,在600MW负荷下,省煤器出口烟气温度为357℃。

从3号炉和4号炉运行数据可以看出,在2014年1月之前,省煤器出口烟气温度是较高的。2011—2013年,机组燃煤以低熔点高水分的神华煤、印尼煤为主,锅炉受热面存在结焦现象,且其氧量运行值较目前的数值大,故排烟温度也偏高。燃用当前煤种,3号、4号炉均不存在结焦现象,且考虑到低氮燃烧问题,目前运行氧量一般也较低。

因此,按照目前的燃煤及氧量控制,即使在夏季,省煤器出口烟气温度也不会高于2013以前的水平。GB13223—2011《火电厂大气污染排放标准》要求,2014年7月1日后所有燃煤锅炉氮氧化物排放须不超过100mg/m3。为达到这一排放指标,电厂不仅使用了炉内低氮燃烧器,还完成了SCR脱硝改造。

通常SCR装置的最佳反应温度范围为320~400℃,对于特定的装置,催化剂的设计温度范围稍有变化(该电厂催化剂温度范围为314~400℃)。通常按照锅炉的正常负荷设计省煤器出口烟温,当锅炉低负荷运行时,省煤器出口烟气温度会低于下限值,无法满足SCR装置投运的温度要求。

虽然可通过燃烧调整、燃煤掺烧以及降低催化剂的喷氨温度等措施,来降低各个负荷段的NOx的排放,但是仍然不能满足要求。随着NOx排放要求的进一步严格执行,低负荷时无法投运SCR将不能适应国家及地方污染排放标准的要求。对此,必须对锅炉进行相应改造,以解决这一问题。

3脱硝全负荷投运改造方案

当前全工况脱硝技术主要有:省煤器分级布置、省煤器烟气旁路、省煤器再循环等几种。综合各脱硝技术的特点,结合电厂的实际情况,主要有如下几种适合该电厂进行全工况脱硝改造的方案。

3.1方案一:省煤器简单水旁路

该方案通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道,将部分给水旁路直接引至下降管中,减少流经省煤器的给水量,从而减少省煤器从烟气中的吸热量,以达到提高省煤器出口烟温的目的,如图3所示。

脱硝技术

图3省煤器简单水旁路的原理图

延伸阅读:

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燃煤机组SCR脱硝系统全负荷脱硝控制对策

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