管式空预器锅炉脱硝技术研究及应用

张琪
(大唐河北发电有限公司马头热电分公司，河北　邯郸056044)

【摘　要】本文针对投运时间早，配置管式空气预热器的某电厂8号机组增设烟气脱硝装置的综合技术方案研究与应用。包括在实际运行煤种时满足NOx达标排放、还原剂消耗量低、提高锅炉效率等条件下工艺技术路线的选取，反应器空间布置、管式空气预热器改造回转式、引风机的适应性改造等内容。解决了脱硝反应器入口烟气温度偏高，脱硝入口烟气温度存在变量的问题;保证催化剂处于最佳活性温度范围内，并实现了排烟温度在不同机组负荷下的可控。

【关键词】脱硝改造　管式空预器　回转式空预器　排烟温度

因新增烟气脱硝装置，需选取合理的烟气温度区间，方可保证脱硝系统安全稳定运行。对受热面各段烟温进行统计，均未在催化剂最佳温度范围内，如按此烟温运行将影响催化剂寿命，不利于催化剂及尾部设备安全稳定运行。原空气预热器为管式，如脱硝利用原钢结构，需对其进行补强，并基础加固，由于冷风道将钢结构包覆，无法实现不停机施工，且检修工期长。同时预热器下部烟道与地面仅1800mm，采用常规钢筋混凝土灌注桩方式施工难度大。机组排烟温度较高，年均达156.5℃，且呈逐渐增加趋势，严重影响机组运行经济性。

(1)改造机组于90年代初投产，为DG670/13.7－8型超高压中间再热自然循环固态排渣煤粉炉，单炉膛、一次中间再热、单锅筒Π型结构、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢结构构架、悬吊结构、半露天布置，锅炉最后两排柱与锅炉本体脱开布置。锅炉燃用贫混煤，由于投运时间较早，未采用烟气脱硝技术，锅炉NOX实际排放值约为800－1000mg/Nm3(干基、标态，6%O2，以NO2计)。

表1　预热器温度参数表

(2)在锅炉尾部烟道上布置有管式空气预热器，分为上下两级，上级为高温预热器，下级为低温预热器，其中低温预热器又分为上、下两组，每组分为左前、左后、右前、右后四个角，每个角有5个管箱，每组共20个管箱，每个管箱有1960根管，每个角有9800根管，高、低温预热器共有11.76万根管。省煤器布置在高温预热器与低温预热器两级之间，省煤器引出管进入后竖井省煤器中间集箱，再由省煤器悬吊管引入汽包。

(3)其中2011年年均漏风率为8.39%，2012年年均漏风率为9.27%，2013年年均漏风率为9.335%(统计1、2月)。漏风率呈逐年增加趋势。

3.1　脱硝反应器入口烟气参数选取

结合机组烟气量测试试验结果，烟气量折算后(标态、干基、6%O2)为725932Nm3/h，通过计算数据与实测数据比较，相差约3.67%。实际燃用煤种的烟气参数计算值和实测值偏差在5%以内，可取最大值，若偏差超过5%～10%，取中间值，若超过10%以上，应对实测值进行分析，作为选取参数的参考。”规定，本次改造工程烟气量数据取最大数值753613Nm3/h。锅炉尾部竖井烟道出口烟气温度，在BMCR工况下为390(最高405)℃，50%BMCR工况下，烟气温度为330℃。入口烟气含尘量36mg/Nm3，SCR反应器入口烟气氮氧化物浓度为550mg/Nm3。

3.2　脱硝工艺方案选择

通过SCR、SNCR、SNCR/SCR脱硝工艺的技术比较可知，由于要求的脱硝效率较高，SNCR无法满足环保要求，SCR与SNCR/SCR均可满足环保要求。其中，SCR技术非常成熟，脱硝效率保证性更高，运行业绩很多;而SNCR/SCR混合技术虽然初投资费用略低，但技术不够成熟，脱硝效率的保证存在不确定性，运行业绩很少，氨逃逸量偏高，且需对锅炉炉膛进行改造，影响锅炉效率，改造周期过长，无法满足大修期间完成改造的时间要求。因此，采用SCR烟气脱硝技术，脱硝效率按84%设计。

3.3　脱硝还原剂的选择

结合现有机组脱硝改造情况和厂区内可利用场地的实际情况，虽然采用尿素作为还原剂在安全性和环保方面具有较强的优势，但其运行能耗高，消耗大，经济性指标相对较差;而采用液氨，可与现有机组还原剂保持一致，安全环保文件可以一起审批，既经济又省地，是本次机组脱硝改造最符合实际的方案。因此，本次机组脱硝改造还原剂采用液氨。

3.4　催化剂的选择

催化剂的选型受设计烟气温度、脱硝效率、飞灰特性及烟气参数等因素的影响，需要综合考虑。根据资料收集，本工程的催化剂运行条件归纳如下:

烟气量为724641m3/h(标态、湿基、实际氧)，753613(标态、干基、6%O2);正常负荷范围内，SCR入口烟气温度在～390℃，最高不超过405℃;设计煤种含硫量为2.5%，理论计算得到烟气中的SO2浓度约为6113mg/Nm3(标态、干基，6%氧);校核煤种含硫量为2.61%，理论计算得到烟气中的SO2浓度约为6324mg/Nm3(标态、干基，6%氧)。烟气中SO2浓度偏高;设计煤种含灰量为28.86%，计算得烟气中飞灰浓度为35.4g/m3(干态，6%O2)，偏高。

通过机组煤质灰分资料分析，煤灰中的二氧化硅和三氧化铝的含量之和为79%，碱土金属氧化钙和氧化镁的含量之和约4%。说明飞灰硬度较高，粘性较弱，飞灰的磨损性较高。本脱硝改造工程采用蜂窝式和板式催化剂均能满足工程要求。但考虑到本工程实际燃用煤质波动较大，含灰量较高，本工程按板式催化剂选取。

3.5　氨区配置选择

本次改造不再新建氨区，在电厂原氨区基础上进行扩建，根据机组液氨耗量以及现行相关标准的要求，本次改造需要新增液氨储罐1台，容积为80m3，新增液氨蒸发器1台，蒸发能力与原氨区设备保持一致(可与原设备互为备用)，新增氨气缓冲罐1台，容积与原设备保持一致(可与原设备互为备用)，新增相应的喷淋、降温系统设备及氨气泄漏检测设备。其它设备如卸料压缩机，万向充装管道系统设备、氨气稀释罐、废水排放系统设备等均可与原脱硝氨区共用。

3.6　空气预热器配套改造选择

(1)空气预热器改造方案。空预器改为回转式空预器，冷端采用搪瓷元件防腐处理，防止堵塞，并在热端增加蒸汽吹灰器、冷端增加双介质蒸汽吹灰器。需将锅炉尾部受热面(管式空预器、省煤器、烟风道等)整体拆除，改造工程量较大，工期较长，投资成本相对较高，脱硝钢结构高度较方案一低10米，但通过空气预热器的重新设计，可以重新选择预热器传热面积，降低排烟温度，增加热风温度，同时采用蒸汽吹灰器亦能保证吹灰效果，有利于锅炉效率保证。

(2)管式空预器和回转式空预器的技术性比较。从产品的设计、制造、安装、系统运行、维护、检修、能耗、效率、投资等多方面进行了一系列的比较。可以看到:回转式空预器在设计制造安装方面具有用材量少、整体荷重小、占地面积少、支撑结构简单、烟道连接简易、系统阻力小等优势;在运行方面回转式空预器也具有流通阻力小、排烟温度低、漏风率稳定、SCR适应性强、耐低温腐蚀和耐磨，整体能耗不高、保证锅炉效率、设备可靠性高的优势。

由于回转式空预器冷端采用镀搪瓷元件，高度覆盖整个硫酸氢铵凝结区域，吹灰和清洗介质能深入传热元件内部，吹透全部硫酸氢铵和硫酸凝结区，可以较好的清除沉积物，使得预热器不会堵塞。另外，预热器设置水冲洗系统，可以彻底清洗传热元件内部残留灰分。如果采用管式空预器，SCR的副产物硫酸氢铵在191－150℃时为液态，极易在密封管束内部深处的管子表面凝结并吸附灰分，特别是采用错列管束的管式预热器，吹灰蒸汽无法吹透整个积灰区域。一般半年左右出现内部积灰搭桥而堵塞部分管束通道，导致阻力急剧上升，甚至引起锅炉停机。

(3)经济性比较。加装SCR后，由于喷氨将导致空预器受热面硫酸氢铵沉积风险性加大。对于管式空预器来说，硫酸氢铵极易在管束内部深处的管子表面凝结并吸附灰分，因此排烟温度不宜设计地过低。马头8号炉原设计排烟温度为140℃，目前运行实测值约为156.5℃。加装SCR后，如采用管式空预器，实际排烟温度不会低于140～150℃;而对于回转式空预器来说，由于吹灰和清洗介质能深入传热元件内部，吹透全部硫酸氢铵和硫酸凝结区，可以较好的清除沉积物，使得预热器不会堵塞。另外，预热器设置水冲洗系统，可以彻底清洗传热元件内部残留灰分。设计排烟温度可以取得低一些。参考国内类似工程，可取130℃。年节约标煤费用4591.125吨，节约燃煤费用约298.42万元，节煤效果十分可观。

根据电厂对现有管式空预器漏风率的统计数据看，漏风率呈逐年增加趋势。2011年年均漏风率为8.39%，2012年年均漏风率为9.27%，2013年年均漏风率为9.335%。可以预见，加装SCR后，由于喷氨导致的硫酸氢铵沉积问题将加重空预器堵塞和腐蚀问题，漏风率必将增加。根据工程经验，可取管式空预器长期运行时的平均漏风率为10%;回转式空预器的漏风率长期运行其平均漏风率可取为7%。按回转式空预器降低排烟温度约26.5℃，降低漏风率约3%，则相当于每年节省燃料费合计约298.42+24.13 =322.55万元，则不足1年可回收该部分投资。

综合技术性和经济性比较结果，回转式空预器虽然投资较高，但对SCR适应性更好，可靠性更高，且可实现降低排烟温度和空预器漏风率，保证锅炉效率，从而得到较好的经济效益，针对预热器改造的投资回收期限较短，因此推荐空预器改为回转式空预器。

3.7　脱硝装置总体布置选择(www.xing528.com)

将锅炉区域钢架拆除，基础保留。在原锅炉后排区域新建脱硝钢构架。通过加设水平钢桁架或支撑形式将新建脱硝钢架与原锅炉钢架进行连接，使锅炉钢架可分担部分脱硝SCR产生的水平荷载，并对原锅炉钢架进行局部加固。采取拆除后新建的方案，施工有足够的空间，施工相对便捷。由于回转式空预器高度仅有管式空预器的1/4左右，且省煤器前移，SCR装置与回转式空预器直接对接，因此脱硝支架高度大大降低。另外设计难度也不大，可由具有资质单位承担。

(1)排烟温度控制。为保证排烟温度达到改造预期目标130℃，空气预热器的选型至关重要。空气预热器入口烟气温度为350℃设计，需选型28号回转式空气预热器，因受炉体与电除尘器的空间位置限制，该型号空气预热器无法布置，将空气预热器型号更改为27号，排烟温度将高于预期目标。为保证排烟温度满足改造需要，经计算，在脱硝装置至空气预热器之间增设一级省煤器，与前移省煤器串联，同时增设一级省煤器水侧旁路，便于根据烟气温度时时调整。

因预热器入口烟气温度降低，但热风温度有所降低，从炉膛燃烧角度分析，根据电厂实际煤种当热风温度降低至315℃时可满足锅炉运行安全性要求。按预热器最小端差25℃推算，预热器入口烟温需控制在350℃左右。改造后热风温度较现运行值有所下降、三次风量会增加、二次风量会降低，按上述改造后对煤种适应性无较大影响，但飞灰可燃物可能会略有升高，在燃烧器改造时应该加以注意。

(2)实施后调整。设备投运后，通过机组不同负荷下锅炉两侧烟气量进行实际测量，将结果修正至自调逻辑中，达到根据左右两侧烟气量不同合理分配喷氨量的目的。同时，通过氨气调整门精确控制喷氨量，减少脱硝过调工况。

(3)改造效果。项目实施后，脱硝装置运行稳定，无硫酸氢氨堵塞，排烟温度达到预期目标。各项指标满足设计要求，氮氧化物排放浓度优于设计值，同时机组运行经济性满足改造预期。

5.1　关键技术与创新点

(1)脱硝入口烟气温度的选取，需在机组不同负荷、不同环境温度下统计确定，为确保催化剂处于最佳活性，在脱硝反应器前布置一级省煤器。

(2)催化剂样式选取应根据入炉煤质实际情况确定。

(3)氨气与烟气应达到最佳的湍流混合，使温度、浓度、速度梯度分布合理。

(4)保证精确的还原剂输入量，需保证调整门调整性能精准、稳定。

(5)排烟温度控制通过新增在预热器与脱硝反应器间的省煤器调整，该级省煤器与脱硝反应器前串联布置，并设有水侧旁路，通过调整控制空气预热器入口烟气温度。

(6)热风温度根据锅炉炉膛燃烧角度进行分析、确定，并提资于同期进行的低氮燃烧器改造方，以满足锅炉运行安全性要求为前提。

(7)克服施工困难，停机前通过人工、小机械完成灌注桩制作、基础加固，有效缩短机组停机工期。

(8)为避免自动调节滞后，波动幅度大，制粉系统启停自动不能满足要求等问题。通过物料平衡的原理，计算不同负荷NOx生成量，将计算的所需的氨气量作为自动投入的基本指令，同时在启停制粉系统时，增加一个前馈指令，延时至正常后释放。保证自动调整及时、准确。避免脱硝尾部设备发生硫酸氢氨堵塞，影响机组安全稳定运行。

通过以上关键技术，脱硝系统加装后运行稳定，满负荷工况下，脱硝出口氮氧化物浓度低于88mg/Nm3，空气预热器冷端未发生硫酸氢氨堵塞，尾部设备运行稳定;同时通过空气预热器改造、省煤器改造，机组排烟温度完成134.99℃，保证了机组运行经济性。

5.2　经济效益及社会效益

(1)经济效益。空气预热器改造后，漏风率由改造前9.335%降至6.35%，漏风率降低2.985%，节约煤耗0.4179g/kWh，排烟温度由改造前157.79℃降至133.96℃，排烟温度降低23.83℃，节约煤耗5g/kWh，合计降低煤耗5.4179g/kWh。综合厂用电率按5%计算，则全年供电量=100000万kWh×(1－0.05)=95000万kWh，折合标煤=5.4179×95000÷100=5147吨，节约标煤5147吨。标煤单价按580元/吨计算，年节约298.526万元。

(2)社会效益。通过脱硝改造，可每年削减NOx排放约3804.9t吨，具有显著的环保绩效，且工程实施后，有利于电厂满足国家和地方环保排放标准，拓展生存和发展空间。

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