锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率提高的改造技术_罗江勇

第48卷中 国 电 力 锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率提高的改造技术 罗江勇 吕新乐 广东珠海金湾发电有限公司 广东 珠海519000 摘要 对通过分级省煤器改造来提高超临界锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率的改造案例进行了研究 通 过持续2个月的运行监控表明 运用分级省煤器改造来保证低负荷工况下NOx的持续超低排放 脱硝系统的 安全稳定投运方案切实可行 且锅炉排烟温度进一步降低 为目前国内众多采用SCR工艺进行烟气脱硝的 电厂升级改造提供了可靠的参考依据 关键词 火电厂 烟气脱硝 选择性催化还原 SCR 分级省煤器 中图分类号 TM621 TK01 8 文献标志码 A 文章编号 1004 9649 2015 11 0138 04 收稿日期 2015 04 29 作者简介 罗江勇 1986 男 贵州遵义人 工程师 从事火力发电厂锅炉本体及辅机设备的检修与管理工作 E mail 77dobest 氮氧化物作为燃煤电厂的大气污染物之一 是形成光化学烟雾 酸雨污染的主要来源 1 随着 国家 火电厂大气污染物排放标准 环境空气质 量标准 等一系列文件的发布与实施 国家及地方 环保部门对火电机组的NOx排放指标进行了更加 严格的限制 2 3 被广泛采用的选择性催化还原 SCR 脱硝技术 4 5 所使用的催化剂对烟气温度有 着较为严格的要求 一般为310 400 目前国内绝大部分超 超 临界锅炉在低负荷运 行时 SCR脱硝烟道处进口烟温均低于烟气脱硝 系统运行的下限温度 为保证催化剂的安全 部 分电厂选择在低负荷时不投脱硝设备 导致脱硝 整体投运率不高 排污费征收标准管理办法 即 将执行 脱硝设备投运率不高的弊端开始显现 因此 解决火电厂低负荷工况下烟气脱硝装置入 口温度偏低 提高脱硝设备投运率的问题成为关 注焦点 目前国内在提高SCR脱硝设备投运率所 采取的措施基本集中于运行方面 6 8 如选择硫分 较低的煤种 通过降低烟气中SOx浓度来减少硫 酸氢铵的生成 严格控制喷氨量 对NH3的输入 量的控制要求应既能保证NOx的脱除效率 又能 保证较低的氨逃逸量 防止多余的NH3与烟气中 的SOx反应形成铵盐 导致催化剂失活和空气预 热器 简称空预器 堵塞 在SCR进口烟温较低时 加强催化剂区域及空预器区域的吹扫 尽量减少 硫酸盐形成后的大量堆积 很少有电厂通过相应 的设备改造来保证机组低负荷时的脱硝设备投运 广东某600 MW超临界锅炉在负荷为360 MW 时 SCR入口烟温就降低至 295 无法满足脱 硝投运要求 影响机组的整体脱硝效率 通过对 省煤器进行分级改造后 在负荷低至220 MW的 情况下 SCR入口烟气温度也可达到300 以上 SCR系统完全可以投运 有效解决了低负荷工况 下脱硝无法投运的难题 1改造前概况 该锅炉为600 MW超临界 变压运行 螺旋 管圈 单炉膛 一次中间再热 采用四角切圆燃烧 方式 平衡通风 固态排渣 全钢悬吊结构 型 露天布置的燃煤锅炉 机组运行过程中 锅炉的 NOx排放浓度较低 仍需经过SCR脱硝可满足环保 要求 如图1所示 机组在60 额定负荷以下时 该锅炉的SCR进口烟温均低于催化剂运行要求的 下限温度310 所喷入的NH3中氨分子很少与NOx 反应 而是首先与SO3和H2O反应生成 NH4 2SO4 或NH4HSO4 2 它们一方面附着在催化剂表面 引 起污染积灰并堵塞催化剂的通道与微孔 从而降 低了催化剂的活性 另一方面被高速流动的烟气 带至空预器搪瓷换热元件表面 堵塞换热元件孔 洞 造成空预器热差压异常 导致SCR系统不能 正常投运 影响机组的整体脱硝效率 2改造方案 改造方案的示意如图2所示 将原布置于后 中 国 电 力 ELECTRIC POWER 第48卷 第11期 2015年11月 Vol 48 No 11 Nov 2015 节能与环保节能与环保 138 第11期 烟井处的部分省煤器管组移至SCR脱硝催化剂后 方 再由连接管道将前后省煤器连通 通过减少 后烟井处省煤器管组的吸热量来提高SCR脱硝入 口烟温 并且通过增加低温段省煤器的受热面积 能够在一定程度上降低排烟温度 从而在保证不 影响锅炉效率的基础上提高了SCR进口烟温 进 而有效地解决了低负荷工况下的脱硝投运率不高 的难题 由于该厂SCR催化剂下方的烟道空间较为狭 小 决定采用单位体积内受热面积更大的双H型 鳍片管的结构 该鳍片通过在两根并列的光管上 增加受热肋片 采用闪光电阻焊接成型 在增加 受热面积 节省空间的同时 有效降低运行过程 中受热面的飞灰磨损 其结构如图3所示 为保 证改造后锅炉低负荷及高负荷下均能投入脱硝系 统运行 即 在锅炉最大连续蒸发量 BMCR 工况 下SCR入口烟温不超过400 250 MW工况下SCR 入口烟温不低于310 经校核计算 将原来光 管省煤器受热面切除约5 500 m2 在SCR催化剂 下方新增6 800 m2换热面积的双H型鳍片管 3改造时存在的实际问题 3 1连接管的焊口布置 本次的分级省煤器现场安装 由于原焊口施 工难度考虑有所不足 导致焊接难度较大 无损 检测也受到一定限制 根据现场出现的实际情况 在后续的备件中 通过采取焊口后移 错列布置 的措施 有效降低了施焊难度 保证了焊接质量 和无损检测合格率 3 2焊接前积灰清理 本次改造部位位于后烟井下部 在机组运行 中 后烟井存在大量的积灰 虽然在改造前利用 压缩空气进行过吹扫 但效果不理想 部分管段 及盲区仍存在大量积灰 在后续的割管及焊接工 作中 积灰持续飞扬 导致焊口存在大量的密集 气孔 严重影响焊接质量 在后期的焊接工作开 始前 通过采取对后烟井受热面进行水冲洗 将 积灰彻底清理干净 施工环境得以改善 后续的 焊接一次合格率大幅提高 3 3焊接过程管控 在运锅炉受热面改造工程的质量管理要求更 高 一方面需防止焊口出现裂纹 未熔合 气孔 夹渣等焊接质量问题 另一方面更需注意防止异 物进入管内 包括打磨坡口过程中铁屑 焊接过 程中焊条头等 1 防异物 为防止切割过程中的碎屑进入 管内 需在打磨坡口前在管内填塞水溶纸 打磨 完毕后 取出水溶纸与内部铁屑 重新更换水溶 纸 并做好封堵措施 2 水溶纸管控 由于大容量机组对于回收 工质的品质要求较高 目前多数电厂凝汽器的凝 结水泵进口滤网的网径较小 当受热面改造工程 量较大 焊口数量较多 使用的水溶纸量较大时 容易发生由于水溶纸未及时完全溶解而大量聚集 引起凝结水泵进口滤网堵塞情况 该电厂提出的相应管理措施为 在焊接前就 施工单位提供的水溶纸进行逐一试验 确保其溶 图1各工况下的SCR入口烟温 Fig 1The SCR inlet fuel gas temperature under various load conditions 图2分级省煤器布置示意 Fig 2The layout of economizer classification and SCR denitrification device 图3双H型鳍片管 Fig 3The double H shape tube 节能与环保节能与环保 罗江勇等 锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率提高的改造技术 139 第48卷中 国 电 力 水性能符合要求 施工过程中 对水溶纸填充方 式 距离等进行严格细化 在保证密封效果的基 础上 尽可能减少单个焊口的水溶纸使用面积 3 及时进行无损检测 此次改造的管屏较 为密集 管间距仅为70 mm 而X射线的透照距 离则为460 mm 为避免漏检 对管排的焊接顺序 有一定要求 需进行交叉焊接 以留有充足空间 进行无损检测 并在焊接完毕后 及时进行拍片 检测 以免影响后续管排焊接 4改造后运行效果 4 1SCR入口烟温提高 从图4中看出 改造后不同工况下的SCR入 口烟温均有明显的提高 如在600 MW时 入口 烟温为391 低于400 的上限要求 可投入 喷氨运行 在300 MW时 入口烟温为326 甚至在220 MW的工况下时 烟温仍可达到317 高于310 的下限要求 有效保证了该厂在常用 负荷250 600 MW范围内的脱硝系统投运要求 其 脱硝装置投运率达100 有效保证了NOx的持续 超低排放 为创建洁净燃煤机组提供了有效保证 4 2低负荷工况下脱硝效率提高 通过分级省煤器改造后 低负荷工况下SCR 系统可保证持续运行 因此相对于改造前由于烟 温较低导致无法喷氨脱硝的实际情况 低负荷工 况下的脱硝效率有了显著的提高 根据实际计算 该厂的综合脱硝效率可达89 2 4 3NOx排放浓度降低 分级省煤器改造后 低负荷工况下烟囱出口 处的NOx排放浓度显著降低 如图5所示 改造 前 600 MW工 况 下 的 NOx排 放 质 量 浓 度 为46 mg m3 改造后 600 MW工况下的NOx排放质量 浓度为44 mg m3 改造前后 较高负荷600 MW 450 MW工况下的NOx排放浓度相差不大 但随 着机组负荷的降低 改造前后的NOx排放浓度差 距开始增大 特别是在负荷为300 MW时 改造 前由于烟温较低 无法投入SCR系统运行 导致 NOx排放浓度高达243 mg m3 而进行省煤器改造 后 相同工况下的NOx排放浓度降低至34 mg m3 NOx排放质量浓度显著降低 改造完成 后 该 厂 基 本 可 保 证 各 负 荷 下 的 NOx排放质量浓度均低于50 mg m3 根据最近检 测结果 其NOx平均排放浓度可达28 73 mg m3 各 负 荷 下 的NOx排 放 浓 度 小 时 均 值 达 标 率 为 100 满足 火电厂大气污染排放标准 要求 且 留有较大的减排裕量 4 4锅炉排烟温度降低 随着改造后换热面积的增加 锅炉的排烟温 度明显降低 见图6 600 MW工况下 排烟温度 由平均126 6 降低至118 在50 BMCR工况 下 即300 MW时 排 烟 温 度 由110 降 低 至 103 各负荷下 排烟温度平均降低8 根据表1中锅炉参数对煤耗的影响 可计算 出机组的经济效益情况 经计算 分级省煤器改造后 排烟温度平均 降低了8 供电标煤耗下降了1 36 g kW h 按该机组年发电量3 000 GW h计算 1年可节约 燃煤量4 080 t 按当前煤价600元 t计算 1年可 图5改造前后NOx排放浓度变化对比 Fig 5The contrast of NOxemission concentration 图4改造前后SCR入口烟温对比 Fig 4The contrast of SCR inlet fuel gas temperature 图6改造前后锅炉排烟温度对比 Fig 6The contrast of furnace outlet temperature 节能与环保节能与环保 140 第11期 RetrofitforSCREquipmentOperationRateImprovementunderLowLoadConditionson 600 MWSupercriticalBoiler LUOJiangyong LVXinle GuangdongZhuhaiJinwanPowerGenerationCo Ltd Zhuhai519000 China Abstract In this paper the case study is conducted on the first economizer retrofit project which is for the improvement of the SCR equipment operation rate under low load conditions on a supercritical boiler The continuous two month operation monitoring shows that the project is feasible in ensuring the SCR operation rate under low load conditions and furthering lowering the exhaust gas temperature at the same time The project provides a reliable reference for upgrading the SCR denitrification equipments in other power plants Keywords power plant fuel gas denitrification selective catalytic reduction SCR classification of economizer 节省燃料费用244 8万元 在大幅降低NOx排放的同时 提高了机组的 整体经济性能 5结语 国内火电厂一方面承受着排放指标的压力 另一方面面临着机组长时处于低负荷运行的现实 因此对SCR脱硝设备进行设备升级改造 保证低 负荷下的脱硝系统投运 以保证机组NOx的持续 超低排放势在必行 本文采用分级省煤器改造保证低负荷工况下 脱硝系统投运率 运行2个月以来的实际监控表 明 通过该方法来保证低负荷下SCR的安全稳定 投运 NOx的持续超低排放方案切实可行 且后 续检修维护工作量未见增加 并且通过在催化剂 后方增加低温省煤器的吸热面积 使得锅炉排烟 温度进一步降低 保证机组整体经济性能 为国 内众多采用SCR工艺进行脱硝的电厂的升级改造 提供了可靠的参考 参考文献 1 郝吉明 马广大 大气污染控制工程 M 北京 高等教育出版 社 2002 HAO Jiming MA Guangda Air pollution control engineering M Beijing Higher Education Press 2002 2 Hans Jense Holm Nan Yu Topse 崔建华 选择催化还原 SCR 脱硝技术在中国燃煤锅炉上的应用 上 J 热力发电 2007 9 13 18 Hans JenseHolm NanYu Topse CUI Jianhua Application of SCR denitrification technology onto 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