SCR脱硝低负荷投运烟气调温旁路改造设计雷嗣远1，李海浩2，李乐田1，倪贵东3，孔凡海1，吴国勋1，卞子君11. 西安热工研究院有限公司苏州分公司，江苏 苏州 215153；2. 华能铜川照金煤电有限公司，陕西 铜川 727199；3. 华能嘉祥发电有限公司，山东 济宁 272000摘 要燃煤电厂低负荷运行时SCR脱硝装置入口烟温常达不到要求，某些电厂采用旁路提温方法予以解决，却出现调温旁路提温效果欠佳和烟温偏差较大的问题。以A电厂某 330 MW 机组为例，在现场勘察基础上采用数值模拟方法，找出问题所在（1）旁路烟道结构不合理，未考虑原烟道结构缺陷；（2）旁路烟道未设置导流元件；（3）旁路接入位置不合理；（4）旁路接入烟道深度不足。在总结脱硝调温旁路烟道设计和运行要点基础上，采用数值模拟手段对B电厂某 330 MW 机组类似改造进行了优化设计，并开展现场试验，对烟气提温效果进行评估。结果表明B电厂烟气旁路提温改造效果显著且烟温偏差较小。关键词燃煤电厂；SCR脱硝系统；低负荷投运；烟气调温旁路改造；数值模拟优化设计中图分类号 TM621.9；X701 文献标志码 A DOI 10.11930/j.issn.1004-9649.2019030670 引言燃煤电厂负荷低时，SCR脱硝系统（简称SCR）入口烟温往往达不到运行要求。为保障机组低负荷运行时催化剂的安全使用，电厂往往根据催化剂供应商提供的参数，设定最低连续喷氨温度，防止出现硫酸氢氨中毒现象[1-5]。为保障催化剂及机组运行安全，实现全负荷脱硝，当烟温低于最低喷氨温度时，需要对脱硝系统进行提温改造[6-9]。目前，国内部分燃煤机组已进行脱硝系统提温改造，改造方案一般包括设置烟气调温旁路、分级布置省煤器、设置省煤器水侧旁路、回热抽汽补充给水等。其中，烟气调温旁路技术具有改造成本相对较低，运行方式灵活等优点，为目前主流改造方案之一[10-13]。烟气提温旁路结构相对简单，多数项目进行设计时仅按理想条件进行热力计算，未综合考虑SCR入口烟道截面实际烟气温度分布和反应器流场对提温效果的影响，导致部分改造项目提温效果欠佳，SCR系统安全投运受到影响。本文通过数值模拟和现场试验手段，结合实际运行案例，对影响调温旁路提温效果的因素进行分析和研究，给出提温旁路烟道设计的要点及优化策略。1 旁路运行问题诊断与分析1.1 改造案例A电厂某300 MW机组锅炉采用四角切圆方式，同步建造的SCR烟气脱硝装置采用高灰布置，催化剂采用“21”方式。该厂催化剂运行最低喷氨温度为310 ℃。进行脱硝提温旁路（简称旁路）改造后，设计负荷低于150 MW时，旁路投运。提温旁路采用常规矩形烟道，经过1个倒L形折弯，将温度约420 ℃烟气从省煤器引入喷氨格栅前的渐扩烟道。1.2 烟温不均问题在日常运行中，发现该机组运行于中低负荷（＜80锅炉最大连续蒸发量（BMCR））时，脱硝反应器喷氨格栅上游500 mm处竖直烟道横截面（烟道左右方向）烟气温度测点差值较大，且负荷越低温差越大。当最低测点温度低于310 ℃时，被迫在高于设计负荷时开启旁路。旁路投运后，虽然脱硝入口平均烟温有所提升，但温差继续增大。现场调取分散控制系统（DCS）温度测点瞬时值（见表1，其中，测点14表示宽度方向上从烟道外侧到锅炉中心线）。由表收稿日期2019−03−20； 修回日期2019−04−16。基金项目苏州市重点产业技术创新项目燃煤机组硫酸氢铵堵塞协同防治技术的研发及产业化，SGC201704。第 52 卷 第 9 期中国电力Vol. 52, No. 92019 年 9 月ELECTRIC POWER Sept. 20191791可以看出，旁路开启后，对锅炉中心线部分烟温提升明显，但靠烟道外侧烟温提升有限，160 MW负荷时，仍然低于连续最低喷氨温度310 ℃。此问题严重影响了电厂脱硝安全达标运行。1.3 诊断分析针对提温旁路开启后烟温严重不均问题，使用CFD数值模拟手段，研究旁路开启后烟气混合温度分布规律。以A侧脱硝反应器为研究对象，对该机组脱硝反应器及旁路烟道进行1∶1三维建模，研究范围包括省煤器入口、旁路烟道及脱硝反应器（见图1）。采用标准的k-ε湍流模型，催化剂采用多孔介质模型，边界条件为均匀入口。主烟道、旁路烟气流量及温度如表2所示[14-16]。需要说明的是在边界条件设计时，目前业内普遍采用均匀入口，与实际入口情况存在一定偏差。若采用非均匀入口边界条件，不仅需要采用网格法进行现场测试，而且需要验证结果代表性，工作量较大。根据模拟结果，在160 MW负荷下，旁路挡板门全开时，喷氨格栅上游竖直烟道截面区域（温度取样点所在截面）温度场分布如图2所示。高温区域相对集中在中心线靠锅炉侧附近，低温区域集中在反应器外侧。截面温度分布偏差较大，相对标准偏差值为34.8。电厂DCS数据与模拟数据对比结果如图3所示。由图3可见，二者烟温分布规律较吻合。160 MW负荷下，A侧脱硝反应器温度场分布如图4所示。由图4可看出，旁路烟气汇入主烟表 1 旁路投运后不同负荷下烟道截面温度分布Table 1 Cross-section temperature distribution of theflue with different loads after bypass retrofit℃测点160 MW负荷240 MW负荷A侧B侧A侧B侧1 287.8 289.6 316.2 316.62 315.6 316.3 322.3 318.23 348.9 351.1 332.2 325.34 343.3 346.7 328.4 329.6差值55.5 57.1 12.3 13.0表 2 烟气参数Table 2 Flue gas parameters烟道温度/℃烟气流量/m3h–1主烟道280 1 042 500旁路烟道423 208 500图 1 A电厂脱硝系统A侧反应器三维模型Fig. 1 Three dimensional model of A-side reactor ofdenitration system in A plant676659643627612597582568554温度/K图 2 数值模拟A侧脱硝反应器烟道截面温度分布结果Fig. 2 Numerical simulation of cross-sectiontemperature distribution of flue gas of A-sidedenitration reactor350360370340330320310300290280温度/ CA1 A2 A3 A4A 侧反应器烟道截面温度测点现场温度模拟温度图 3 A侧脱硝反应器实际烟温与数值模拟结果对比Fig. 3 Comparison between actual flue gas temperatureand numerical simulation results of A-sidedenitration reactor中国电力第 52 卷180道后，烟温存在明显分层。在喷氨格栅所在竖直烟道，高温烟气集中在前墙（靠锅炉侧）和中心线侧。由于烟气惯性原因，到达催化剂层后，高温烟气集中在后墙（靠电除尘侧）和中心线侧，整体混合效果不佳。此时首层催化剂上游温度绝对偏差为24 ℃，不满足低于10 ℃偏差的脱硝工程要求。经分析，烟气提温旁路采用后提温效果不佳的原因如下（1）旁路烟道结构不合理，未考虑原烟道结构缺陷。经现场勘探发现，连接省煤器和竖直烟道间的过渡烟道向外侧剧烈渐扩，旁路设计时未考虑竖直烟道段本身存在靠中心线侧烟气量大、温度高而外侧烟气量少、烟温低的特点。加之该厂锅炉为四角切圆燃烧方式，省煤器出口中心线烟气温度偏高，故加剧了温差。（2）旁路烟道未设置导流元件。旁路设计采用等径的矩形烟道，并经过倒L形折弯，若无导流元件的矫正，则无法保证烟气的均匀分配，更无法匹配较宽的接入烟道。（3）旁路接入位置不合理。旁路烟道接入点在渐扩烟道前部偏中心线位置，将高温烟气导入高温区域段。（4）旁路接入烟道深度不足。高温烟气仅在烟道上部混合，造成烟气分层，整体混合效果不佳。根据以上分析可知，旁路设计绝非一成不变，应考虑机组锅炉燃烧方式对脱硝入口截面烟气温度分布的影响以及原烟道结构、流场状况、温度场分布等情况。烟气提温旁路改造应力求旁路烟道导出烟气的流量及温度与脱硝入口烟气状况相匹配，设计时不仅需要进行热力计算，更需要采用数值模拟的方法进行指导，同时结合现场测试脱硝入口实际烟气温度分布，最终得出改造依据。2 烟气提温旁路优化设计在对A电厂某300 MW机组烟气提温旁路设计缺陷分析基础上，对B电厂某330 MW机组省煤器旁路改造设计时，综合考虑了上文所述各种影响因素，采用数值模拟手段进行了指导，并通过现场考核实验佐证了该方案的合理性和科学性。2.1 数值模拟B电厂某330 MW机组，锅炉燃烧方式和脱硝设备布置方式与A厂相同，烟道结构特点亦类似，即省煤器出口水平烟道由中心线向外侧渐扩。为保证外侧烟道获取足够烟气量，以达到均匀提温的效果B电厂旁路设计采用以下方案提温旁路先由省煤器上部高温段导出，朝反应器侧经过90折弯后，采用5路支路布置，插入烟道中心位置，分别将小股烟气沿宽度方向均匀导入脱硝竖直上升烟道，接入点位于喷氨格栅上游。在旁路主路导出折弯部分加装1组导流板，使高温烟气均匀导入旁路支路入口（见图5）。该项目设计指标在机组负荷为180 MW时，旁路全开，脱硝入口平均烟温提升到315 ℃以上。采用前述相同模拟模型，以A侧反应器为研究对象，边界条件如表3所示，各支路均匀分配烟气。在180 MW负荷下烟道截面温度分布数值模拟结果如图6所示，其为旁路阀门全开时喷696676657638620603586569553温度/K图 4 A侧脱硝反应器温度场分布Fig. 4 Temperature field distribution of A-sidedenitration reactor图 5 B电厂脱硝系统A侧反应器三维模型Fig. 5 Three-dimensional model of A-side reactor ofdenitrification system in B power plant第 9 期 雷嗣远等 SCR脱硝低负荷投运烟气调温旁路改造设计181氨格栅上游竖直烟道截面区域（温度取样点水平高度）温度场分布。由图6可见，整个烟道截面温度分布均匀，并未发生外侧烟道烟温明显偏低的现象。经计算，烟道截面烟温标准偏差为9.7，较A电厂某300 MW机组有明显改善。B电厂某330 MW机组180 MW负荷下脱硝反应器温度场分布如图7所示。由图7可见，旁路烟气汇入主烟道后，整个脱硝反应器提温效果明显，且高温区域分布均匀，未发现明显的分层现象。经计算，首层催化剂上游温度绝对偏差为7 ℃，符合脱硝工程设计要求。2.2 现场试验基于上述设计，在完成旁路烟道改造后，进行了脱硝效率试验。在脱硝装置甲侧入口布置测点，采用网格法对温度进行了测试，以评估提温旁路投运后提温效果及锅炉效率。测点布置方式如图8所示[17-19]。2.2.1 反应器入口烟气温度分布在180 MW负荷下，现场实测喷氨格栅上游温度分布结果如图9所示。由图9可见，除个别测点温度低于315 ℃，其余温度均在320 ℃左右，温度标准偏差仅5.6，提温效果显著且偏差较小。2.2.2 锅炉效率试验期间，对省煤器烟气调温旁路开启前后的锅炉效率进行了测试。当机组负荷降至180 MW时，SCR入口烟温降低至300 ℃以下，不满足脱硝最低喷氨温度需要，此时将省煤器烟气调温旁路挡板门开度由全关逐渐调至全开，省煤器出口主路烟道上挡板门开度由100关小至64，对应SCR入口烟温逐渐提升至315 ℃，旁路开启前表 3 烟气参数Table 3 Flue gas parameters烟道温度/℃烟气流量/m3h–1主烟道290 1 063 100旁路烟道430 201 989613607601594588582578569563温度/K图 6 180 MW负荷下A侧脱硝反应器烟道截面温度分布Fig. 6 Cross-section temperature distribution of the flueof A-side denitrification reactor under 180 MW load660647634622610598586574563温度/K图 7 180 MW负荷下A侧脱硝反应器温度场分布Fig. 7 Temperature field distribution of A-sidedenitrification reactor under 180 MW load锅炉中心线烟道宽度方向H7 H6 H5 H4 H3 H2 H1烟道深度方向P1P2P39 720 mm2 200 mm注P1 P3表示从烟道前部到后部，同一测孔不同深度；H1 H7表示从烟道外侧到锅炉中心线方向不同测孔。图 8 A侧脱硝反应器入口烟道截面测点分布示意Fig. 8 Distribution of measuring points in the flueentrance section of A-side denitrification reactor入口温度/CH1H2H3H4H5H6H7横向测点P3P2P3_330325320315310305300295290图 9 A侧脱硝反应器烟道截面温度分布Fig. 9 Cross-section temperature distribution of the flueof A-side denitrification reactor中国电力第 52 卷182后锅炉效率由92.51降低至91.78，降幅为0.73个百分点。满足低负荷下省煤器烟气调温旁路开启对锅炉效率影响不大于1.0个百分点的设计要求[20-21]。提温旁路开启前后锅炉效率试验结果如表4所示。由以上试验结果可知，因提温旁路设计合理，B厂某330 MW机组旁路开启后提温效果显著，且温度分布较均匀。同时，旁路投运后排烟温度的提高导致排烟热损失增大，对锅炉效率产生一定影响，现场实测结果表明影响程度满足工程设计要求。3 结语影响脱硝提温旁路投运效果的因素，除了旁路烟气温度和流量外，还包括锅炉燃烧方式、脱硝反应器温度分布、烟气流速分布、旁路烟道结构、旁路烟道接入方式及位置等。旁路设计时不仅需要进行热力计算，更需要采用数值模拟的方法与现场温度摸底试验相结合，力求使旁路烟道导出烟气的流量及温度与脱硝入口烟气状况相匹配，以均匀提升烟温。旁路改造和投运过程中，还需注意旁路烟气泄漏导致排烟温度升高，挡板门受热形变导致运行卡涩，以及膨胀节裕量预留不足等问题。本文给出的提温旁路烟道设计要点及优化策略，可供相关电厂借鉴。参考文献牟春华, 居文平, 黄嘉驷, 等. 火电机组灵活性运行技术综述与展望[J]. 热力发电, 2018, 475 1–7.MU Chunhua, JU Wenping, HUANG Jiasi, et al. 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Therefore, on the basis of summarizing thehighlights of design and operation of by-pass flue for denitrification and temperature regulation, the design of a 330 MW unit inPower Plant B is optimized by means of numerical simulation, and then the field tests are carried out to uate the effects of fluegas heating. The results demonstrate remarkable effectiveness of the retrofit project on flue gas bypass heating in Power Plant B withminor deviation of flue gas temperature.This work is supported by Suzhou Technology Innovation Projects of Major Industries No.SGC201704.Keywords coal-fired power plants; SCR denitrification system; low load operation; modification of flue gas temperature adjustmentbypass; numerical simulation optimization design中国电力第 52 卷184