220th循环流化床锅炉SNCR脱硝区低温去扩展技术改造

220T/h循环流化床锅炉SNCR脱硝区低温去扩展技术改造材料汇报汇报单位：中煤集团山西华昱能源山西永皓煤矸石发电有限公司SNCR脱硝向低温区扩展技改陈果汇报目录一、永皓发电厂简述二、SNCR脱硝运行情况情况三、SNCR超标原因分析四、SNCR脱硝技改依据五、改造前需要支持性技术参数六、改造方案不成功性评估七、改造具体方案改造后效果一、山西永皓煤矸石发电公司简述中煤华昱能源永皓煤矸石发电有限公司装机容量为2×50MW燃煤机组，两台锅炉均是四川锅炉厂生产的CG220/9.81-MXI型循环流化床锅炉。两台锅炉于2005年初开始基建工作，于2007年底投产。锅炉均为单锅筒、自然循环、集中下降管、采用水冷异形旋风分离器、点火方式为床下轻柴油点火、高温回灰、固态排渣、平衡通风、全钢结构、紧身封闭布置循环流化床锅炉。二、SNCR脱硝运行情况情况2014年中煤华昱集团公司积极响应国家环保要求，现有的炉内脱硫系统已无法满足环保GB13223-2003要求，针对山西永皓煤矸石发电有限公司（以下简称永皓）两台2X50MW循环流化床锅炉环保数据不达标情况，委托南京中电环保科技有限公司进行脱硫脱硝改造工程。永皓公司2014年脱硫、脱硝工艺采用国内技术方案成熟、能耗较低、脱除率最高的工艺，脱硫采用FGD系统、脱硝采用了SNCR工艺，还原剂采用尿素，SNCR脱硝效率不小于64%。本文主要叙述脱硝系统，我厂因旋风分离器采用了水冷异型分离器，采用炉膛水冷壁后墙即为分离器前墙（双面水冷壁）分离器加速端为炉膛后墙扩充，无法布置喷枪，脱硝喷枪布置图如下：SNCR脱硝喷枪布置图三、在SNCR脱硝系统投运后，负荷≤70%BMCR，锅炉启动NOX超标等分析超标原因为:1、机组启动后，低负荷时段较长，最低负荷2.6万，低负荷时炉膛中部温度在790度，炉膛出口在600度及以下，脱硝系统中的尿素溶液在此温度下无法反应，造成此次超标的主要原因。2.低负荷时段较长，锅炉一次最低流化风量试验为7.5万M3/H,现一次风量已降至10万M3/H,床温平均值990度，二次风量降至1万M3/H,接近变频低限,无法降低氧量，造成氮氧化物生产量增多。3.锅炉实际启动中，锅炉每次启动时由于炉膛温度低，脱硝系统氨无法析出，造成环保数据超标长达5.5-6小时：四、SNCR脱硝技改依据：1、SNCR系统反应温度窗口范围较窄，对温度依赖性强通过分析我厂脱硝系统无法在3万KW.H以下负荷运行主要原因是这个区域温度无法满足尿素溶液反应造成，尿素需要的温度窗口是850-1100度。在50%的负荷下屛过进口烟温可以达到900度左右，可以满足尿素反应窗口。2、SNCR脱硝尿素溶液的停留时间改造（屛过烟气进口）如果在这个位置选择SNCR喷枪喷射比现在设计安装位置要好，原因有两点：1）在≤50%负荷的情况下，这个区域属于微正压与炉膛0压力点趋向，烟气流速较慢，NOX与尿素溶液可以充分停留反应。2）在≤50%负荷的情况下，现脱硝系统1区在炉膛出口处，尿素溶液与NOX停留时间较短且反应温度较低。改造后的1区，在炉膛16米，相比较增加了尿素溶液与NOX反应行径时间。五、改造前需要支持性技术参数：1、我厂在≤50%负荷的情况下，计算流体动力学CFD模拟图（咨询南京中电）CFD作用：1）、确定低负荷炉膛内各点温度场分布、烟气成分浓度2）选择喷枪位置及雾化特性(已知）在图示位置炉膛上方进行还原剂喷射保证锅炉负荷运行较低时尽可能保证喷射区域的温度满足SNCR反应温度需要。2、化学动力学模型（CKM）用于计算改造后喷枪溶液化学反应的时间和温度是否满足（根据温度测点显示与实际一区对比已得知）六、改造方案不成功性1、高负荷负荷下NOX生成量不稳定，造成脱硝效率下降（屛过烟气进口）以下简称16米，位置处于锅炉二次风口以上属于稀相区，这个位置属于富氧区，同时也是煤的燃烧阶段和燃尽阶段（有很少一部分）。煤在燃烧这区域煤中的N还在析出燃烧，处在还原、生成的复杂性阶段。所以说这部分燃烧生产的NOX生成量不稳定.如果在这个位置选择SNCR喷枪喷射会造成脱硝效率下降。2、喷枪溶液的喷射穿透性能与扩散性能下降16米位置处于二次风口以上，高负荷时由于风量大造成密相区灰渣扬析至稀相区造成这个区域颗粒浓度较高，如果在这个位置选择SNCR喷枪喷射有可能降低喷枪喷射溶液的穿透性和扩散性，有可能降低脱硝效率下降。拆下#2炉一区最高处的喷枪（35.0米）左、右侧喷枪，改装在#2炉16米处水冷壁开孔、开孔处与一区其他喷枪同等轴线位置。开孔数量为6孔，为左右两侧，具体开孔位置为14米、16米（锅炉运行转平台）、19米处。（根据南京中电环保公司给的CFD图及日常运行数据掌握）七、改造具体方案八、改造后效果本次2016年9月脱硝改造后的#3区在点火启动，尤其在炉膛出口温度均为500℃均达到排放指标,超出预期效果，因后期汽机投运高加，给水温度上升，脱硝负荷下限未做试验，但根据炉膛出口温度、屏过进口烟温推断，在高加投运后，环保数据不超标时负荷下限为15MW-20MW.达到向低温区转移的预期目标。