燃煤鍋爐省煤器分級改造實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝技術(shù)探討摘要:本文針對國內(nèi)燃煤鍋爐脫硝入口溫度長期偏低,導(dǎo)致催化劑不在高效率運行，脫硝裝置能力下降，氨逃逸率偏高，空預(yù)器蓄熱元件、電除塵等頻繁出現(xiàn)堵灰。闡述了目前國內(nèi)普遍采用的提高SCR脫硝投運率的運行控制措施及幾種切實可行的技術(shù)改造方案,并介紹了某項目通過對省煤器分級改造提高SCR入口煙氣溫度,實現(xiàn)低負(fù)荷SCR脫硝系統(tǒng)穩(wěn)定運行的案例,為國內(nèi)同類型機(jī)組改造提供參考和借鑒。關(guān)鍵詞:全負(fù)荷脫硝；節(jié)能；分級省煤器；改造；優(yōu)化概述某項目鍋爐為上海鍋爐廠股份有限公司制造的高溫高壓自然循環(huán)汽包爐，型式為單爐膛、平衡通風(fēng)、鋼構(gòu)架、燃煤、固態(tài)排渣，型號為SG-220/9.8-M669。設(shè)計煤種情況下，鍋爐省煤器出口煙溫343°C，現(xiàn)有煤種情況下，鍋爐脫硝入口溫度長期偏低，僅為300-330C，導(dǎo)致催化劑不在高效率運行，脫硝裝置能力下降，氨逃逸率偏高，空預(yù)器、電除塵等出現(xiàn)頻繁堵灰。尤其在安裝低溫省煤器后，電除塵極線、極板積灰嚴(yán)重，經(jīng)常因為積灰導(dǎo)致電暈封閉，導(dǎo)致二次電流不達(dá)標(biāo)，環(huán)保判定未投運。鍋爐系統(tǒng)存在問題與分析鍋爐40%負(fù)荷時，脫硝入口煙溫為260°C，不能實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝。鍋爐正常運行(70-100%負(fù)荷)時，脫硝入口煙溫為300-330C，而脫硝催化劑最佳活性煙溫在340-390C，煙溫較低使催化劑活性和效率下降，氨逃逸率增加，逃逸的氨氣易粘結(jié)在空預(yù)器蓄熱元件、電除塵陰陽極板上導(dǎo)致系統(tǒng)堵塞。因空預(yù)器煙溫較高不易堵塞，主要在陰陽極板上結(jié)垢頻繁，影響電除塵二次電流和除塵效率,如圖1所示。圖1:陰陽極板上結(jié)垢原省煤器由于設(shè)計煙氣流速低，在BMCR工況流速僅6.08m/s,低于省煤器7-10m/s的設(shè)計流速，煙氣自清潔能力差，需頻繁投用蒸汽吹灰器才能保證爐管清潔，吹灰前后省煤器出口煙溫偏差50°C。因省煤器管組間與吹灰器管垂直距離僅為370-400mm,頻繁的吹灰導(dǎo)致省煤器管吹損嚴(yán)重。部分管減薄超過60%原厚度，管子磨損部位位于蛇形管2-5排管夾、管托的部位，防磨檢查難度大，因檢查疏漏導(dǎo)致泄漏的可能性大，急需進(jìn)行整體更換,如圖2、圖3所示。圖2:省煤器吹灰器連通管彎頭磨損圖3:省煤器水平段管夾磨損(3)省煤器運行煙溫低于設(shè)計值，正常運行時脫硝反應(yīng)溫度偏低，40%負(fù)荷時脫硝溫度低于催化劑允許溫度，脫硝裝置不能正常投運，需進(jìn)行改造以保證機(jī)組能夠?qū)崿F(xiàn)全負(fù)荷脫硝。省煤器的運行參數(shù):表1空預(yù)器運行煙溫低于設(shè)計值，導(dǎo)致熱風(fēng)溫度偏低，影響制粉系統(tǒng)干燥出力。在平均87.7%負(fù)荷，下級省煤器入口煙溫、下級省煤器出口煙溫、空預(yù)器出口風(fēng)溫平均分別為350°C、302°C、271C，均原地于設(shè)置值，必須進(jìn)行改造才能滿足全負(fù)荷脫硝需要。改造實例——省煤器分級改造實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝3.1設(shè)備現(xiàn)狀省煤器實際運行溫度偏低，導(dǎo)致脫硝催化劑反應(yīng)溫度偏離高效區(qū)，反應(yīng)能力下降，氨逃逸偏大，電除塵運行不穩(wěn)定，易造成環(huán)?？己?，鍋爐40%負(fù)荷時脫硝裝置不能投入，不能實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝，空預(yù)器入口煙溫偏低，熱風(fēng)溫度偏低影響制粉系統(tǒng)干燥出力，過低的磨煤機(jī)出口溫度易造成煤粉倉板結(jié)、自燃，現(xiàn)有省煤器蛇形管吹損嚴(yán)重，設(shè)備運行存在較大的泄漏風(fēng)險。3.2改造方案(1)鍋爐各級省煤器間距僅750mm，實施煙氣側(cè)旁路有難度,水側(cè)旁路調(diào)溫幅度較低，也不適應(yīng)本項目,項目的擬解決的問題之一就是提高脫硝運行時煙溫，省煤器分級布置技術(shù)比較適合，同時省煤器運行時間長、磨損嚴(yán)重，已到了必須更換的程度，采用省煤器分組布置來實現(xiàn)機(jī)組全負(fù)荷脫硝，即上級省煤器仍位于鍋爐后豎井煙道內(nèi)，下級省煤器移位至脫硝催化劑后部，中間以聯(lián)絡(luò)管連接,如圖45所示。圖4:原下級省煤器布置位置圖5:下級省煤器擬布置位置下級省煤器進(jìn)口設(shè)計煙溫為394°C(實際370°C)，可在改造時略增加上級省煤器受熱面積，降低煙溫至360°C來保證催化劑安全運行，下級省煤器可略減受熱面積保證省煤器總體換熱面積不變。下級省煤器設(shè)置水側(cè)旁路，在制粉系統(tǒng)干燥出力不足時投入下級省煤器旁路，使部分給水越過下級省煤器進(jìn)入上級省煤器以提高進(jìn)入空預(yù)器的煙氣溫度，進(jìn)而提高熱風(fēng)溫度，下級省煤器少吸收的熱量通過低溫省煤器吸收。下級省煤器水側(cè)出入口設(shè)置隔離閥，當(dāng)下級省煤器泄漏時可進(jìn)行隔離，避免影響空氣預(yù)熱器運行。改造后預(yù)期達(dá)到的效果40%鍋爐負(fù)荷，省煤器出口煙溫在300°C以上，解決原有設(shè)備不能全負(fù)荷脫硝的問題；正常運行時脫硝入口煙溫在340-360C，提高脫硝運行效率，降低NH3消耗，避免電除塵極線結(jié)垢；熱風(fēng)溫度在305C以上，提高制粉系統(tǒng)干燥出力和安全性。設(shè)備改進(jìn)經(jīng)濟(jì)分析(1)檢修防磨檢測數(shù)據(jù)，省煤器上、下級管子均存在磨損超標(biāo)的現(xiàn)象，不及時進(jìn)行更換極有可能造成爆管，鍋爐停爐搶修一次按最少停運72小時計算，每小時損失電量5.5萬千瓦時，每千瓦時利潤預(yù)估0.08元，損失電量利潤為：5.5x0.08x72=31.68萬元，啟停爐需用燃油3.5t+0.5t，每噸燃油價格0.6萬元，損失燃油費：0.6x4=2.4萬元，因鍋爐停爐一次導(dǎo)致利潤減少總額31.68+2.4=34.08萬元。(2)從技術(shù)、經(jīng)濟(jì)、效果等方面論證其實施可行性、合理性。改造后鍋爐40%負(fù)荷脫硝入口煙溫可達(dá)300C，可實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝，正常運行時脫硝煙溫達(dá)340-380C，能夠滿足脫硝高效運行的要求；在下級省煤器旁路運行時空預(yù)器出口熱風(fēng)溫度可達(dá)305C，可使磨煤機(jī)出口溫度維持在70C以上，避免煤粉倉板結(jié)和自燃。結(jié)語省煤器分組的改造方案可提高脫硝裝置運行煙溫，減少氨逃逸，提高電除塵可靠性，改造后可實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝，脫硝運行溫度在催化劑高效區(qū)間，催化劑反應(yīng)效率高，可減少氨氣耗量和氨逃逸，避免未反應(yīng)氨氣污染其他設(shè)備和環(huán)境,改造后制粉系統(tǒng)出力提高，鍋爐效率和制粉系統(tǒng)安全性均有提高。參考文獻(xiàn)：[1]燃煤鍋爐省煤器分級改造實現(xiàn)低負(fù)荷SCR脫硝的案例分析J].錢冉冉，溫卿云,楊西茜,何永勝.資源節(jié)約與環(huán)保.2016(10)[2]鍋爐低負(fù)荷工況下脫硝系統(tǒng)投運率提高的改造技術(shù)J].羅江勇，呂新樂.中國電力.2015(11)[3]大容量鍋爐省煤器兩級布置及其應(yīng)用[J].夏良偉，武春霖，施愛陽.鍋爐制造.2014(03)[4]燃煤發(fā)電機(jī)組實現(xiàn)全工況脫硝運行