省煤器分級布置在CFB機(jī)組SCR脫硝中的應(yīng)用

北極星環(huán)保網(wǎng)訊:根據(jù)國家發(fā)展改革委、環(huán)保部、國家能源局《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計(jì)劃的通知》要求，山西省300MW及以上火電機(jī)組在2017年全面實(shí)現(xiàn)超低排放，其中NOx的排放指標(biāo)為50mg/m3。目前，我國火電廠采用的NOx控制技術(shù)主要包括低氮燃燒技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)。

低氮燃燒技術(shù)主要是通過調(diào)整爐膛空間燃料量和空氣量的分配比例，進(jìn)而改變爐腔內(nèi)的燃燒狀況來抑制NOx的生成，包括低氮燃燒器、空氣分級燃燒、低過量空氣系數(shù)和煙氣再循環(huán)等。煙氣脫硝技術(shù)主要包括SCR、SNCR、SCR/SNCR聯(lián)合技術(shù)三類面對政府對火電企業(yè)超低排放中NOx排放的要求，結(jié)合環(huán)保部發(fā)布的《火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策》的指示，低氮燃燒技術(shù)應(yīng)作為燃煤電廠NOx控制的首選技術(shù)，當(dāng)NOx排放濃度仍不達(dá)標(biāo)或不滿足總量控制要求時(shí)，則應(yīng)增加煙氣脫硝技術(shù)。

循環(huán)流化床機(jī)組由于運(yùn)行床溫低的優(yōu)勢，本身就是一種低氮燃燒技術(shù)，結(jié)合在旋風(fēng)分離器入口布置的SNCR脫硝技術(shù)，完全能夠滿足GB13223－2011中的排放標(biāo)準(zhǔn)，但是由于SNCR脫硝技術(shù)的限值，脫硝效率僅僅為40%左右，很難實(shí)現(xiàn)NOx的超低排放。SCR脫硝技術(shù)由于其設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單，脫確效率高(高于80%)且技術(shù)最成熟成為國內(nèi)燃煤電站應(yīng)用最為廣泛的煙氣脫銷技術(shù)。基于此現(xiàn)狀，山西平朔煤矸石發(fā)電有限責(zé)任公司最終確定CFB+SNCR+SCR的NOx超低排放方式。

1省煤器溫度計(jì)算模型

基于改造項(xiàng)目空間的限值及低負(fù)荷運(yùn)行下SCR脫硝溫度的要求，需結(jié)合實(shí)際情況確定SCR的布置位置及新增SCR脫硝設(shè)備對機(jī)組系統(tǒng)的影響。通過建立省煤器溫度計(jì)算模型，來確定SCR系統(tǒng)的布置位置及省煤器割取方案，同時(shí)通過省煤器溫度計(jì)算模型可以確定新增省煤器的面積及管路布置情況，在保證NOx超低排放的前提下實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)節(jié)能。

圖1為省煤器煙氣側(cè)及工質(zhì)側(cè)溫度計(jì)算流程，首先確定機(jī)組運(yùn)行的負(fù)荷，在已知煙氣流量、模型煙氣側(cè)進(jìn)口參數(shù)及排煙溫度的要求前提下，假定工質(zhì)側(cè)給水出口溫度，以煙氣側(cè)的放熱量及工質(zhì)側(cè)的吸熱量為比較條件，通過管路布置情況計(jì)算的傳熱系數(shù)及溫度參數(shù)計(jì)算的傳熱溫差最終確定新增管路換熱面積及管路布置情況。

2改造方案

鍋爐省煤器由兩級組成，省煤器布置在后煙井內(nèi)低溫再熱器之下，采用蛇形光管分二級布置，二級省煤器在上，一級省煤器在下。一級省煤器布置在后煙井包覆墻下方的框架內(nèi)，分4R組水平順列布置。一級省煤器改造前不同負(fù)荷下的溫度分布見表1。

在現(xiàn)有SNCR脫硝系統(tǒng)的基礎(chǔ)上結(jié)合排放指標(biāo)的要求及聯(lián)合脫硝效率，需在尾部煙道省煤器位置布置2層SCR脫硝層。結(jié)合SCR脫硝最佳反應(yīng)溫度區(qū)間(300～420℃)從一級省煤器溫度分布情況可知，催化劑層可布置在第二組中間至第三組出口的位置能滿足反應(yīng)溫度的要求。

結(jié)合現(xiàn)場省煤器部位空間的要求，第三組與第四組之間原有1350mm的檢修空間，最終確定在一級省煤器第三組出口布置催化劑層。第三組一級省煤器不動，通過割去第三組一級省煤器的一個(gè)換熱回程為催化劑層留取空間，最終為催化劑層騰出1667mm的安裝空間。

同時(shí)出于滿足給水溫度的要求及降低排煙溫度的考慮，以給水溫度作為限定條件帶入省煤器溫度計(jì)算模型，最終確定新增省煤器的面積及管路布置情況，即在第四組省煤器出口新增3個(gè)換熱回程的省煤器管路。

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