省煤器分级布置在CFB机组SCR脱硝中的应用

北极星环保网讯:根据国家发展改革委、环保部、国家能源局《煤电节能减排升级与改造行动计划的通知》要求，山西省300MW及以上火电机组在2017年全面实现超低排放，其中NOx的排放指标为50mg/m3。目前，我国火电厂采用的NOx控制技术主要包括低氮燃烧技术和烟气脱硝技术。

低氮燃烧技术主要是通过调整炉膛空间燃料量和空气量的分配比例，进而改变炉腔内的燃烧状况来抑制NOx的生成，包括低氮燃烧器、空气分级燃烧、低过量空气系数和烟气再循环等。烟气脱硝技术主要包括SCR、SNCR、SCR/SNCR联合技术三类面对政府对火电企业超低排放中NOx排放的要求，结合环保部发布的《火电厂氮氧化物防治技术政策》的指示，低氮燃烧技术应作为燃煤电厂NOx控制的首选技术，当NOx排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，则应增加烟气脱硝技术。

循环流化床机组由于运行床温低的优势，本身就是一种低氮燃烧技术，结合在旋风分离器入口布置的SNCR脱硝技术，完全能够满足GB13223－2011中的排放标准，但是由于SNCR脱硝技术的限值，脱硝效率仅仅为40%左右，很难实现NOx的超低排放。SCR脱硝技术由于其设备结构简单，脱确效率高(高于80%)且技术最成熟成为国内燃煤电站应用最为广泛的烟气脱销技术。基于此现状，山西平朔煤矸石发电有限责任公司最终确定CFB+SNCR+SCR的NOx超低排放方式。

1省煤器温度计算模型

基于改造项目空间的限值及低负荷运行下SCR脱硝温度的要求，需结合实际情况确定SCR的布置位置及新增SCR脱硝设备对机组系统的影响。通过建立省煤器温度计算模型，来确定SCR系统的布置位置及省煤器割取方案，同时通过省煤器温度计算模型可以确定新增省煤器的面积及管路布置情况，在保证NOx超低排放的前提下实现系统节能。

图1为省煤器烟气侧及工质侧温度计算流程，首先确定机组运行的负荷，在已知烟气流量、模型烟气侧进口参数及排烟温度的要求前提下，假定工质侧给水出口温度，以烟气侧的放热量及工质侧的吸热量为比较条件，通过管路布置情况计算的传热系数及温度参数计算的传热温差最终确定新增管路换热面积及管路布置情况。

2改造方案

锅炉省煤器由两级组成，省煤器布置在后烟井内低温再热器之下，采用蛇形光管分二级布置，二级省煤器在上，一级省煤器在下。一级省煤器布置在后烟井包覆墙下方的框架内，分4R组水平顺列布置。一级省煤器改造前不同负荷下的温度分布见表1。

在现有SNCR脱硝系统的基础上结合排放指标的要求及联合脱硝效率，需在尾部烟道省煤器位置布置2层SCR脱硝层。结合SCR脱硝最佳反应温度区间(300～420℃)从一级省煤器温度分布情况可知，催化剂层可布置在第二组中间至第三组出口的位置能满足反应温度的要求。

结合现场省煤器部位空间的要求，第三组与第四组之间原有1350mm的检修空间，最终确定在一级省煤器第三组出口布置催化剂层。第三组一级省煤器不动，通过割去第三组一级省煤器的一个换热回程为催化剂层留取空间，最终为催化剂层腾出1667mm的安装空间。

同时出于满足给水温度的要求及降低排烟温度的考虑，以给水温度作为限定条件带入省煤器温度计算模型，最终确定新增省煤器的面积及管路布置情况，即在第四组省煤器出口新增3个换热回程的省煤器管路。

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