2×300MW火电机组全工况脱硝改造工程

2021-05-21王晓龙新疆农业大学草业与环境科学学院

节能与环保 2021年4期

文_王晓龙新疆农业大学草业与环境科学学院

1 工程概况

新疆某火电厂2×300MW机组使用的是SG-1025/17.5-M723型号锅炉，为自然循环鼓式锅炉、单炉，全钢悬浮结构。2014年，在钢结构外部增加了SCR脱硝装置。通过对该机组SCR脱硝系统基本参数调查以及在线监测，发现机组在150MW负荷以下，SCR脱硝系统进口烟气温度仅为315～320℃，接近或低于320℃SCR的最小氨注入温度，直接导致大量硫酸氨气体沉积在上游催化剂和其他下游催化设备上，大大降低了催化剂的活性，并带来了安全风险，下游设备气管堵塞， SCR系统处于安全保护停止喷氨状态，直接导致氮氧化物超标排放。为了该火电厂机组氮氧化物的排放达到环境保护要求，并保证锅炉在30%～100%负荷脱硝系统设备使用寿命、系统能够正常运行，急需对该机组锅炉进行全工况脱硝改造。

2 改造工艺对比

2.1 增加烟气旁路

该改造工艺是在省煤器的入口处的烟道中打一个孔，将部分烟气通过旁路引向SCR接头。设置挡板以有效减少通过烟气，使SCR系统烟温升高。优点是项目投资少和成本低，实施简单，设备少；缺点是提高了锅炉排烟温度，但降低了热效率(0.5%～1.5%)。

2.2 增加省煤器给水侧旁路

机组在低负荷时运行时可在省煤器水侧加装旁路系统，该改造工艺是以减少省煤器的热量收吸为目的，调整旁路进入省煤器的给水流量，确保烟温进入省煤器不衰竭，满足SCR系统烟温要求，但由于一定程度上增加了给水阻力，可能会影响效率及给水调节的稳定性；优点是水侧旁路占用空间较小、调节灵敏。

2.3 省煤器采取分组布置

该改造工艺是拆除原有省煤器下部分受热烟气面，在SCR系统后段增加一部分省煤器热面，给水直先引到SCR系统后段的省煤器，再通过连接管道引至SCR系统前段的省煤器中，减少了通过SCR系统前受热面，达到了提高SCR系统入口温度的目的。缺点是使改造工程占地面积增加，投资使用成本相对较高；脱硝改性剂和脱硝脱氢催化剂的混合整体操作温度也会升高，这就有可能会导致偏离脱硝催化剂的最佳混合反应操作温度，造成脱硝催化剂烧结风险。

3 全工况脱硝改造内容

3.1 改造思路

脱硝处理烟气温度控制的主要工作目的之一是为了防止烟中氨和硝盐大量沉积，防止脱硝催化剂发生燃烧和脱硝失效，确保脱硝催化剂活性并有效减少氨盐NH3的逸出。氨基酸盐中的沉积问题是一个化学问题，当它们在相对较低的化学温度下不形成覆盖在主催化剂液体表面的一些粘性化学杂质或者氨基酸盐时，会直接导致旧的NH3和新的SO3失效。当前锅炉负荷较低，脱硝反应器的进入口的烟气度低，将导致大量沉积在催化剂的硫酸氨气体的形成，降低催化剂活性，以及造成下游设备气管堵塞，使脱硝系统无法正常工作运行。因此，随着烟气负荷的不断变化，必须将使用脱硝入口的烟气温度控制在脱硝催化剂所能反应的合理温度范围内。

主要工程技术组成路线是通过在锅炉末端增加烟气旁路，提高低负荷全工况脱硝进口处的烟气温度，即在没有烟气的高温烟道气后，提高全工况脱硝进口处的烟气温度。经过节能器的热传递直接与经过节能器的烟气混合。采用这种方案，在不运行烟气旁路的情况下，锅炉效率不会降低，主烟气可以在机组运行过程中安装，然后与停机机会连接，对正常运行影响不大。

考虑到锅炉的运行条件为30%～100%，即BMCR条件可以安全地使脱硝装置投入运行，脱硝入口的烟气温度应确保在320～420℃之间，同时考虑到运行经济性。根据现有的布局方案和烟气温度分布，使用尾烟气旁路装置，在从尾烟上游到SCR反应器入口烟道的高温烟气中，通过抽出烟道以低负荷运行燃气加热器节能器的烟气出口，SCR烟气的进入以及高温烟气的混合后，可保证烟气温度高于320℃，解决了SCR在低负荷下运行的问题。

3.2 全工况脱硝改造方案

3.2.1 增设旁路烟道

锅炉新增两路旁路，使高温烟气从锅炉尾部烟道转向室部位入口分为两路，每路烟气通过水平烟道接入SCR垂直爬升烟道，高温烟气经过反应器入口的整流栅与低温烟气进行均匀混合后，进入催化剂层，使SCR反应器入口烟温高于320℃，满足脱硝系统在机组低负荷时的运行温度要求（见图1）。

图1 尾部烟气旁路布置图

3.2.2 挡板门改造

锅炉增加烟气旁路关断挡板门、调节挡板门，同时在省煤器出口烟道上加装调节挡板门。通过调整挡板门，使机组在30%～100%负荷运行时脱硝入口烟气温度大于等于320℃、小于420℃，同时满足锅炉安全、稳定、经济运行。机组在高负荷运行则须将关断挡板关闭，旁路烟道不再使用。

3.2.3 全工况脱硝系统接入DCS系统

在集中控制室内的DCS系统中对2×300MW机组全工况脱硝改造系统进行监控，并通过DCS系统调节、控制烟气温度，实现正常运行工况的监视和调整及自动控制，并且实现异常工况的报警和紧急事故的处理。

4 全工况脱硝改造工程检测评估

经过超低排放改造及全工况脱硝系统改造后，在30%机组额定负荷及最低稳燃工况两状态下，脱硝系统入口烟温均高于脱硝设计烟气温度320℃以上（见图2），能够确保脱硝系统在机组额定30%负荷工况及最低稳燃工况下正常投入。经检测，机组总排口NOx平均排放浓度在两状态下分别为19mg/Nm3、35mg/Nm3（见图3），使该火电厂机组氮氧化物的排放达到火电厂“超低排放”小于50mg/Nm3的要求。