锅炉脱硝改造工程设计研究范文

本站小编为你精心准备了锅炉脱硝改造工程设计研究参考范文，愿这些范文能点燃您思维的火花，激发您的写作灵感。欢迎深入阅读并收藏。

摘要:近年来非电行业中小型锅炉脱硝升级改造需求逐步增多，结合宁夏某厂6×75t/h循环流化床锅炉脱硝改造工程设计实例，详细阐述了SNCR+SCR脱硝工艺的整体改造方案，对工程设计中涉及到的催化剂选型与布置、分级省煤器改造等关键点进行详实的分析，并在此基础上提出了一些合理化的建议，以期为今后同类工程的设计和应用提供宝贵借鉴。

关键词:中小型锅炉;SCR+SNCR脱硝;分级省煤器;工程设计

1工程概述

宁夏某生物科技股份有限公司6×75t/h循环流化床锅炉各配置了1套SNCR脱硝系统，锅炉烟气NOx排放浓度均能稳定控制在120mg/m3内(以NO2计，10%O2)。但随着国家及地方环保标准的不断提高，该厂需对锅炉机组进行脱硝超低排放改造［1－6］。本项目采用SNCR+SCR耦合脱硝工艺［7－15］，在利旧原SNCR脱硝系统的基础上，新增1层脱硝催化剂床层，布置于锅炉尾部竖井烟道内，以期达到NOx排放浓度50mg/m3以下的设计目标。本文以此项目为例，详细阐述了工程的整体改造方案，并对设计过程中的关键点进行分析，相关经验可为今后同类工程的设计和应用提供宝贵借鉴。

2工艺设计参数

本项目共计6台75t/h循环流化床锅炉，由济南锅炉集团有限公司制造，型号均为YG－75/3．82－M10，具体工艺设计参数如表1所示。从表1可知，锅炉烟气中的NOx基础浓度为300mg/m3，经SNCR脱硝后NOx排放浓度稳定在120mg/m3，原SNCR系统的脱硝效率60%;本项目脱硝改造要求SCR出口NOx的浓度小于50mg/m3，新增SCR系统脱硝效率60%，改造后SNCR+SCR耦合系统总的脱硝效率应为83．3%。

3整体改造方案

SCR脱硝系统中催化剂为核心设备，要将其布置于空间有限的锅炉尾部竖井烟道，催化剂的选型和布置为本项目设计的一大关键点。高温脱硝催化剂的运行温度区间为320℃～410℃，结合催化剂模块高度及上下安装检修空间，此处改造预留的脱硝空间最低不能小于3．6m，并且烟气流速需满足催化剂运行要求，催化剂孔内流速小于7m/s。本项目锅炉烟气中含灰量较低，粉尘含量仅为20g/m3，因此可以考虑选用蜂窝式催化剂。考虑到原有锅炉机组结构紧凑，尾部竖井烟道没有预留安装脱硝催化剂的空间，因此设计过程中的另一大关键点就是锅炉尾部受热面的改造，在各负荷锅炉烟气参数不全的情况下，需为催化剂选择合适的温度区间，为催化剂腾出足够的安装检修空间，同时尽可能让SCR脱硝系统适应锅炉运行工况。另外，锅炉受热面改造需保证不影响锅炉的热效率或将负面影响降至最低，受改造成本约束，改造范围也要尽量缩小，争取利旧原有设备。结合上述设计中需要注意的关键问题，本项目的设计思路如图1所示，工艺设备参数详见表2。如图1所示，本项目SCR脱硝系统可分为3部分，主要包括催化剂、声波吹灰系统以及检修起吊系统。每台锅炉安装一层脱硝催化剂，催化剂层布置在高温省煤器和低温省煤器之间的锅炉尾部竖井内，烟气垂直向下通过催化剂床层，催化剂使用蜂窝式催化剂。催化剂模块上方及低温省煤器上方各设置1台声波吹灰器，为方便催化剂的安装检修设置1台电动起吊设施。锅炉受热面改造的具体方式为:更换省煤器所有管排，保持结构、换热面积、烟速、水速不变，新管排重新分段后组合，即设置分级省煤器;高温段管排的上半部分，标高上移;高温段管排的下半部分与低温段管排组合在一起，标高下移;由于空间不够，高低温过热器和下级空预器不动，上、中级空预器整体利旧下移;改造一次风、二次风进出口连接烟道;原进出口集箱、支撑通风梁利旧，新供中间集箱。

4设计关键点分析

4．1催化剂选型及布置

现有锅炉尾部竖井烟道省煤器处截面尺寸为6680mm×2120mm，在锅炉满负荷工况运行下，此处烟气流速高至6．6m/s以上，安装催化剂后，催化剂孔内流速将大大超出催化剂所能承受的极限，因此新设计的脱硝反应器截面必须扩大。但是考虑到锅炉钢架立柱的间距仅为7700mm×3140mm，催化剂安装需避开锅炉立柱且预留出反应器的保温间距，尾部烟道的4根立柱已无法完全容纳反应器所需的空间。在满负荷烟气量及反应烟温等基础条件不变的情况下，上下级省煤器之间的脱硝反应器只能通过变径扩大其截面积，才能降低此处的烟气流速。由于受4根锅炉立柱的限制，长短边只能选择其中一边进行变径，且截面长宽比必须适中，否则在如此狭小的空间内，无法设置导流板的情况下，只会形成烟气死区。受锅炉场地空间条件限制，经综合考量，本项目脱硝反应器的截面尺寸设置为7095mm×3050mm，此时烟气在催化剂孔内流速为6．3m/s，已经超出常规设计的6．0m/s。并且催化剂模块尺寸无法按照常规尺寸进行设计，需催化剂厂家定制模块尺寸，才能在此规定空间内安装催化剂模块。本项目每层催化剂共计12个模块，分为2种不同规格，其中模块尺寸(L×W×H)1900×970×1330有9个，模块尺寸(L×W×H)1285×970×1330有3个，催化剂相关技术参数详见表3。

4．2锅炉受热面改造

本项目省煤器分级改造后，锅炉原有热效率不受影响，省煤器出口水温保证锅炉整体水循环安全，同时可以确保在65%～100%的锅炉负荷内，SCR装置入口烟温维持在320℃～410℃之间。由此新设计的分级省煤器换热面积与原有拆除的省煤器保持一致，省煤器烟速和水速也保持不变，但受热面传热系数有所提高。更换后的分级省煤器管束共有48排，但是如何分配上级省煤器和下级省煤器之间的受热面比例，则直接关系到脱硝系统乃至锅炉机组能否正常运行。经热力计算结果显示，如表4所示，在65%～100%的锅炉负荷内，上级省煤器的换热管束分配12排，下级省煤器的换热管束分配36排。在75t/h(100%)负荷情况下，脱硝催化剂反应温度为360℃，下级省煤器出口180℃，上级烟气侧总表面积的传热系数:35．61W/(m2•K)，下级烟气侧总表面积的传热系数:30．41W/(m2•K);在48．75t/h(65%)负荷情况下，脱硝催化剂反应温度为320℃，下级省煤器出口140℃，上级烟气侧总表面积的传热系数:26．27W/(m2•K)，下级烟气侧总表面积的传热系数:28．53W/(m2•K)。分级省煤器的设计应充分考虑换热面积比例的合理分配，若上级省煤器分配少，下级省煤器分配多，在满负荷运行时则有可能导致脱硝催化剂超温;若上级省煤器分配多，下级省煤器分配少，则会导致脱硝系统可调整范围变小，不能适应锅炉的运行情况。本项目分级省煤器设计，满负荷脱硝入口烟温按360℃考虑是比较稳妥的选择，省煤器在运行中会大量积灰，换热效率会下降，此时催化剂的实际反应烟温将会高于360℃。

4．3锅炉尾部保温设计

本项目锅炉尾部保温设计分为2部分，上级省煤器空间处采用重型炉墙，脱硝反应器及下级省煤器空间处采用轻型炉墙。

4．4其他需注意的设计要点

本项目锅炉为流化床炉型，旋风分离器能分离掉大部分灰返回炉膛，改造前堵灰问题不大，飞灰颗粒细且松，虽然尾部积灰的程度较轻，但脱硝催化剂及省煤器、空预器等受热面仍有积灰加剧的可能性，因此为脱硝系统配备吹灰装置仍是不可或缺的。项目前期脱硝方案为催化剂模块上方布置2台声波吹灰器，考虑到本项目最终设计的反应器截面尺寸为7095mm×3050mm，而一般的单台声波吹灰器轴向清灰距离能大于10m，径向清灰距离能大于4m，因此考虑催化剂模块上方布置1台声波吹灰器可满足要求，另1台吹灰器留给锅炉受热面使用。脱硝催化剂床层下方有下级省煤器和空气预热器等换热设备，均存在堵灰的可能性。从结构上比较，利旧的空气预热器为立式预热器，空气走管外，烟气走管内，阻力要比下级省煤器相对小得多，下级省煤器堵灰的可能性相对较大。另外空预器分为二次空气预热器和一次空气预热器，此处烟气温度较低，过量的氨会形成硫酸氢铵堵塞空预器，但是只要严格控制氨逃逸在3μL/L以内，就能有效降低堵灰的可能性。因此综合考虑之下还是将多余的1台声波吹灰器布置于下级省煤器上方，确保脱硝催化剂和分级省煤器的正常运行。由于本项目受成本因素的制约，在确保装置整体性能的前提下，应充分考虑利旧能用的设备及材料。除了利旧原SNCR系统、利旧的空预器下移，氨逃逸设备移位外，锅炉钢架上的横梁、设备支撑通风梁、进出口集箱、平台扶梯、炉墙紧固件以及锅炉给水管道等材料均应考虑利旧使用，以降低项目成本。

5结论与建议

通过对本项目设计过程的详细分析，以及结合脱硝装置后期投运可能产生的问题，总结建议如下:(1)在条件允许的情况下，脱硝反应器的截面尺寸应尽量设计大一些，相对较低的烟气流速不仅能减少对催化剂的冲刷磨损，提高催化剂的使用寿命，还能降低催化剂床层的阻力损失。(2)本项目锅炉给水温度原设计为150℃，建设单位仅是除氧后101℃直接给水，传热温差变大，省煤器吸热量加大，导致烟温过低。针对锅炉烟气烟温过低的项目，为防止尾部受热面因脱硝系统而堵灰，建议建设单位采取增加给水低加系统、增加吹灰装置或者空预器整体换内搪瓷管等方案。(3)采用SNCR+SCR耦合工艺的脱硝改造项目，一般都是布置1层脱硝催化剂，安装的声波吹灰器较少，因此考虑优化压缩空气系统，省去压缩空气罐，在接口气源充足的情况下可以直接引出使用。近年来，国内大气烟气治理方向逐渐集中在非电行业上，锅炉机组普遍都较小，脱硝改造采用SNCR+SCR耦合工艺路线的项目越来越多。本项目为6×75t/h循环流化床锅炉脱硝改造工程，既涉及脱硝部分的改造，又涉及锅炉受热面的改造，具有一定的代表性，针对项目设计过程展开详细分析，以期为类似的改造项目提供设计参考，总结工程经验。

参考文献:

［1］刘志坦，王凯，李玉刚．基于环保标准趋严的燃气电厂脱硝方案研究［J］．电力科技与环保，2017，33(6):18－21．

［2］孟庆庆，李庆．基于国家新颁布污染物排放标准的烟气脱硝改造技术路线［J］．华北电力技术，2013(2):50－55．

［3］王永祥，朱华，李世栋．循环流化床锅炉环保达标排放改造［J］．齐鲁石油化工，2017，45(2):137－141．

［4］薛建明，柏源，管一明，等．燃煤电厂超低排放综合技术路线［J］．电力科技与环保，2016，32(3):12－15．

［5］李博，赵锦洋，吕俊复．燃煤烟气超低排放技术路线选择建议［J］．电力科技与环保，2016，32(5):13－15．

［6］张杨，杨用龙，冯前伟，等．燃煤电厂SCR烟气脱硝改造工程关键技术［J］．中国电力，2015，48(4):32－35．

［7］朱晨曦，郑迎九，周昊．SNCR+SCR烟气联合脱硝工艺在电站锅炉中的应用［J］．中国电力，2016，48(2):164－169．

［8］侯致福，杨玉环．CFB锅炉SNCR+SCR联合脱硝超低排放工艺设计及应用［J］．华北电力技术，2017，38(2):30－33．

［9］仇云霞，王一东．SNCR+SCR联合脱硝技术在煤粉炉的应用［J］．江苏建材，2016(3):63－65．

［10］梁磊．2×75t/h煤粉锅炉烟气SNCR+SCR混合脱硝工艺设计及应用［J］．华北电力技术，2016，37(1):30－33．

［11］陈丰．SNCR+SCR耦合脱硝工艺的实际应用［J］．广东科技，2014(10):102－103．

［12］周英贵，王生公．锅炉烟气脱硝方案选择及其经济性分析［J］．热力发电，2012，41(4):1－3．

［13］锅炉机组热力计算标准方法．北京:机械工业出版社，1973．

［14］冯立波．燃煤电厂SCR反应器设计优化探讨［J］．电力科技与环保，2016，32(2):12－14．

［15］张建华，沈家铨，周江，等．波纹板式SCR催化剂脱硝后空预器堵塞及成因探究［J］．电力科技与环保，2017，32(4):5－8．

作者：杜利敏 单位：福建龙净环保股份有限公司