1000MW燃煤机组烟气超低排放脱硝及锅炉辅机改造.docx

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1、1000MW燃煤机组烟气超低排放脱硝及锅炉辅机改造介绍大唐国际*发电公司1OOOMW超超临界机组3#机脱 硝改造以及锅炉辅机超低排放改造情况，对改造后的脱硝运 行问题与运行参数开展分析，提出防范措施，对增压风机运 行出现的问题，提出整改措施。按照火电厂大气污染物排放标准(GB1322320*) 的规定，自20*年1月1日起，新建燃煤锅炉大气污染物排 放浓度排放值见表1,其中重点地区执行大气污染物特别排 放限值。除*、*、*、*以外，新建的燃煤锅炉的排放限 值见表2O大唐国际*发电责任公司(以下简称“*发电公 司“)为到达相应标准，降低排放浓度，于20*年6月对 1000MW超超临界机组3#机组

2、开展了超低排放改造。表1火电厂大气污染物排放标准新建燃煤锅炉大气 污染物排放限值表2煤电节能减排升级与改造行动计划新建燃煤锅 炉大气污染物排放限值mg/Nm31主要设备及环保设施概述*发电公司1000MW超超临界燃煤发电机组主要设备及 环保设施概况如下。锅炉：*发电公司1000MW锅炉型号为HG-3110/26. 15 -YM3O超超临界变压运行一次上升直流炉、垂直管圈水冷 壁、一次再热、单炉膛、燃烧器双切圆布置、露天布置、平衡通风、固态排渣、全钢构造、全悬吊构造型锅炉。脱硝装置:*发电公司3#机组脱硝采用低氮燃烧+选择 性催化复原法(SCR)工艺。催化剂高含尘布置，SCR反响器布 置在锅炉省

3、煤器出口和空气预热器之间，不设旁路系统。催 化剂层数按“2+1”设置(第3层为预留空间)，催化剂采用 蜂窝型式。脱硝复原剂采用液氨。引风机与增压风机:*发电公司3#机组原设置2台锅炉 引风机和2台脱硫增压风机。引风机为*电力机械厂生产 的静叶可调轴流风机，电机额定功率7700kW；增压风机为* 鼓风机厂生产的动叶可调轴流风机，电机额定功率2350kW。2改造前脱硝系统运行状况.1脱硝系统运行状况改造前SCR入口 NOx浓度约为300mg/Nm3,效率维持在 80%左右;SCR出口 NOx浓度约为60mg/Nm3,满足火电厂大 气污染物排放标准(GB1322320*)要求，但是不满足超 低排放要

4、求，即NOx排放浓度W50mg/Nm3的要求。脱硝运行 状况见图10图1改造前1000MW机组SCR出入口 NOx浓度曲线图图1催化剂外观情况. 2催化剂活性3#机组所使用的*远达催化剂活性和脱硝效率、比外表 积、磨损情况均保持得较好，活性检测结果如下。外观检测结果：目测取样条外观，B侧上层取样条有5个 孔道存有积灰，A侧下层取样条有4个孔道存有积灰，如图 2所示。机组首次通烟时间为20*年7月，到20*年4月通 烟时间约21000h。第一、二层单元外观较好，第一层单元硬 化端有3个堵孔，非硬化端有1个堵孔，有2个边角有破损; 第二层单元硬化端有10个堵孔，外壁和边角有破损，非硬 化端端面缺损

5、明显，一边角有破损。比外表积检测结果：3#机组催比外表积参数见表3o表3 3#机组催比外表积参数表m2/g磨损试验检测结果：3#机组催磨损试验参数见表4o表4 3#机组催磨损试验参数表%/kg备注：新催化剂磨损率测试按照磨损强度检测作业指 导书C版，风速采用管道风速16.5m/s,下砂量13kg/h。通过对催化剂的外观检测、性能测试和比外表积测试, 可以得出如下结论:*发电公司3#机组的SCR脱硝催化剂 (V205W03/Ti02)取样条，孔道积灰比率小，比外表积减少 较小，但破损较严重，且已运行了约24000h。3脱硝及锅炉辅机改造原有3#机组脱硝系统催化剂均接近化学寿命期，脱硝效 率均能到

6、达设计值80%,现有排放值可以到达60mg/Nm3左右。 为满足NOx排放浓度W50mg/Nni3的要求，采用增加1层催化 剂，即将原来预留层新增1层催化剂方案。此方案不但可以增加脱硝效率，而且可以延长脱硝催化 剂的更换周期，更好地利用原有催化剂的剩余活性。当原有 的催化剂寿命损耗完毕，可以考虑开展再生2层催化剂，或者根据目前填充一层催化剂的情况考虑再更换12层催化 剂，催化剂寿命管理曲线见图3。图3催化剂寿命管理“2+1”型曲线由于原有增压风机裕量缺陷，将增压风机及电机整体更 换，风机油站更换，拆掉原增压风机及电机根底，拆掉原旁 路烟道，增压风机入口烟道保持不变，风机出口烟道局部修 改。送风

7、机、引风机、一次风机不开展改造。改造后增压风 机为*鼓风机厂生产的动叶可调轴流风机，电机额定功率由 原来的2350kW增加至3950kWo4改造后脱硝系统运行状况超低排放后机组运行状况较好（见图4）, SCR入口 NOx 浓度约为300mg/Nm3o脱硝效率维持约91%, SCR出口 NOx浓 度约为25mg/Nm3,脱硫出口 NOx浓度27mg/Nm3。图4改造后1OOOMW机组SCR出入口 NOx浓度曲线图5改造前后脱硝及锅炉辅机分析5.1 改造前后脱硝性能参数比照超低排放改造脱硝系统主要开展了以下工作：增加1层 催化剂和声波吹灰器;脱硝、脱硫出口 NOx浓度表计换新;脱 硫出口 NOx浓

8、度湿度折算。脱硝参数及用氨量比照如下表5 所示。表5 3#机组超低排放前后用氨量比照从上表可以看出，脱硝改造后在脱硝入口 NOx浓度基本 一样的情况下，超低排放后脱硝出口 NOx浓度下降了61. 43mg/Nm3,脱硫出口折氧后NOx浓度下降了 29. 56mg/Nm3, 单位电量用氨增加了 0.05g/量h,脱硝效率从63. 14%增加 至90. 74%,增加了 27%O脱硝效率偏离了原有设计工况，存 在氨逃逸率增加，下游设备空预器堵塞或腐蚀等风险。经喷 氨优化后，单位电量用氨减小，大幅减缓空预器堵塞或腐蚀 等风险。与改造前相比，机组启动后脱硝出口 NOx浓度低于脱硫 出口 NOx浓度，出现

9、“倒挂”现象，单位电量用氨增加 0. 05g/kW-ho按机组年等效运行5000h,对机组用氨量开展 预测，每年液氨耗量为1165t,平均每月液氨耗量97t,与 脱硝改造前相比，每月多增加用氨量约22t。5. 2风机电流及脱硝阻力超低排放改造后，当机组负荷到达1000MW时，同煤量 同风量下与改造前开展比照，引风机电流增加约20A,增压 风机电流增加约140A, 一次风机电流持平，送风机电流增加 约30A,脱硝阻力增加约143. 2Pa,八大风机合计电流增加 184. 43A ,厂用电率上升0. 153% ,供电煤耗增加约 0. 435g/kW h,汇总后如下表6所示。表6 3#机组超低排放改

10、造对风机电流及厂用电率的影响超低排放改造前后八大风机电流比照如图5所示。图5改造前后风机电流变化6超低排放改造后脱硝运行问题及防范措施6.1增加催化剂导致S03转化率提高脱硝系统因增加了催化剂的填充量而导致S03转化率提 高，增加了空预器硫酸氢铁堵塞的风险。同样的S03浓度下， 氨浓度越低，风险越小，针对超低排放改造后脱硝运行存在 的问题，采取了严格控制入炉煤硫分，喷氨流场优化调整, 空预器在线水冲洗，以及提高排烟温度，利用高温将沉积在 空预器受热元件上的硫酸氢钱分解，从而疏通空预器烟气流 道等一系列防范措施，以减少空预器运行风险。6. 2脱硝效率高，氨逃逸率大改造后脱硝效率明显升高，控制脱硫

11、出口 NOx浓度为 28. Img/Nm3时脱硝效率到达了 90. 74%,假设进一步降低NOx 浓度控制值会导致喷氨量大幅增加，氨逃逸率增大，空预器 堵塞风险加大。针对此风险，联系电科院开展了喷氨流场优 化调整，同时将脱硫出口 NOx浓度纳入绩效管理，在防止超 标的同时不能控制过低，严防过量喷氨，严控氨逃逸，预防 空预器堵塞。从表2可以看出，当脱硝入口 NOx浓度在224. 18mg/Nm3 时，控制脱硝出口 NOx浓度在20. 01mg/Nm3时，脱硝效率到 达了 90. 74%；假设脱硝入口 NOx浓度进一步升高，在出口 NOx 浓度控制不变的情况下，脱硝效率将上升，从而导致喷氨量 大幅

12、增加，氨逃逸率增大。针对此种情况，在配煤、配风调 整时需要重点考虑脱硝入口 NOx浓度的变化趋势，保证正常 的配煤掺烧方式，燃料部需要统筹做好来煤计划，防止高热 值煤种或低热值煤种扎堆卸船。6 . 3N0x浓度瞬时值超标和过量喷氨超低排放改造后，NOx浓度为50mg/Nni3,正常要求应在40mg/Nni3以下，NOx浓度控制区间收窄，调节难度加大，瞬 时值超标和过量喷氨现象突出，脱硝自动调节无法满足正常 调整需要，为此开展了以下工作。1）优化脱硝出口 NOx浓度自动校准的时间，尽量防止在 升降负荷时校准NOx浓度，减小对NOx浓度调整的影响。并 将自动校准时间下发给机组，要求机组人员对班中自

13、动校准 时间掌握清楚，校准时间附近尽量防止启停磨等操作量大的 操作。2）建立NOx浓度变化曲线，将脱硝出入口 NOx浓度、氧 量等数据参加曲线变化趋势，在升降负荷和启停磨时，根据 曲线内数值变化提前调整。3）摸索锅炉燃烧变化时脱硝入口、出口以及脱硫出口 NOx浓度变化趋势，在脱硝自动调节逻辑中对脱硝入口 NOx 浓度前馈量开展优化，使得脱硝自动调节线性改善，从自动 逻辑上减少瞬时值超标和过量喷氨的现象。4）积极推进脱硝INFIT系统的应用，优化脱硝自动调节, 将升降负荷、启停磨、停磨后吹扫导致一二次风率变化等影 响NOx浓度的变量参加自动调节系统内，以提高NOx浓度自 动调整的精度。7超低排放

14、改造后锅炉辅机存在问题.1机组运行中已整改问题增压风机动叶角度开度与实际不一致，1OOOMW负荷时单 台增压风机故障跳闸后，另一台增压风机出力缺陷，入口有 超压的风险。后经重新开展了动叶角度核对和行程定位，此 情况有所改善。7. 2后续停机或改造方能整改的问题增压风机进出口挡板门不严，增压风机隔绝后漏入的烟 气量大，内部温度较高，对处理风机内部故障带来困难，需 要对增压风机进出口挡板开展改造。超低排放改造后，烟道阻力也随之发生变化。但增压风 机RB试验未做，无法掌握增压风机跳闸后机组RB过程中 的调节性能，需利用停炉时机做增压风机RB试验。8结论超低排放改造脱硝增加一层催化剂，增压风机更换，改 造后脱硝效率增加，单位电量用氨增加，烟道阻力上升，风 机电流增加，厂用电率上升，超低排放改造后脱硝效率高, 脱硝自动调节线性差，瞬时值超标和过量问题比拟突出，开 展了喷氨流场优化和脱硝自动逻辑优化后，从配煤、燃烧上 控制脱硝入口 NOx浓度，严控过量喷氨和氨逃逸，有效防范 了空预器的堵塞问题。