引言中电（普安）发电公司1#、2#锅炉设置两台脱硝反应器，脱硝反应器布置在省煤器和空预器之间。投运以来，由于稀释风源飞灰量大，飞灰与氨气的结晶物堵塞在喷氨支管手动调阀和喷氨格栅AIG喷嘴上，导致脱硝喷氨自动控制调节性变差、氨逃逸超标。为了彻底解决稀释风系统积灰结晶堵塞和电能损耗高的问题，采用气气换热器(GGH)加热冷一次风后替代原脱硝系统稀释风[1-2]，并对改造效果进行分析。1锅炉脱硝系统介绍1.1锅炉总体概况中电（普安）发电公司1#、2#锅炉为北京巴威公司生产的B&WB-2146/26.15-M型超临界参数、垂直炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、单炉膛、W型火焰燃烧锅炉，并配置浓缩型HPAX-EX低NOx双调风旋流燃烧器及OFA喷口。锅炉主要设计参数如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.017.T001表1锅炉主要设计参数项目BMCR最大连续蒸发量/(t/h)2 146主蒸汽压力/MPa26.15主蒸汽温度/℃585冷/再热蒸汽压力/MPa6.293/6.103冷/再热蒸汽温度/℃370/583锅炉设计效率/%92.1注：BMCR表示锅炉最大连续蒸发量下的工况。1.2脱硝系统概况锅炉脱硝系统采用选择性催化还原法(SCR)脱硝装置，反应剂为尿素水解制备的氨气。每台锅炉设置两台脱硝反应器，脱硝反应器布置在省煤器和空预器之间。脱硝尿素区至1#、2#锅炉均布置一路不锈钢氨气母管，氨气通过调节阀控制流量后进入氨空混合器，与热一次风混合输送至喷氨栅格，喷氨格栅喷嘴喷出的氨气与烟气中的氮氧化物掺混，在催化剂的作用下进行反应。脱硝系统工作流程如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.017.F001图1脱硝系统工作流程2原有脱硝稀释风系统存在问题自1#、2#机组脱硝装置投运以来，由于空预器热一次风携带飞灰量大，脱硝稀释风系统运行1~2个月后，飞灰与氨气的结晶物堵塞在喷氨支管手动调阀和喷氨格栅AIG喷嘴上，导致脱硝喷氨自动控制调节性变差、氨逃逸超标；堵塞支管对应的烟气区域存在不喷氨现象，频繁造成脱硝出口NOx排放浓度超出《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）[3]排放限值。此外，机组50%以上负荷时段的脱硝稀释风机电机运行频率不低于45 Hz（电机功率75 kW）。由于稀释风机电机功率较大，电能损耗高。为了彻底解决稀释风系统积灰结晶堵塞和电能损耗高的问题，将脱硝稀释风由含尘量较大、压头较低的热一次风改为洁净、压头较高的冷一次风，采用气气换热器(GGH)将冷一次风加热至温度大于200 ℃，满足尿素水解产品对稀释风温度的要求。喷氨支管手动调阀堵塞情况如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.017.F002图2喷氨支管手动调阀堵塞情况3可行性改造方案及特点3.1气气换热器的布置（1）低温过热器上部布置方式。采用低温过热器上部布置方式时，在锅炉低负荷运行时烟气不会充满尾部竖井后烟道，导致难以有足够的烟气与GGH管组换热，GGH出口风温不足；锅炉满负荷运行时GGH出口风温过高，可达650 ℃，须设置旁路调温冷风。如果GGH设置于此处，GGH管组及出口集箱至少需选用06Cr19Ni10不锈钢材料，造价高。（2）脱硝反应器出口烟道布置方式。脱硝正常投运时，反应器出口烟温约300~380 ℃，烟气布满整个烟道，能够满足GGH温升需求。但脱硝出口至空预器入口烟道较短，难以布置足够面积的换热面，故此处不适宜布置GGH。（3）尾部后烟道下部布置方式。考虑锅炉低负荷运行时后烟道烟气流量小，烟气不会充满尾部竖井后烟道，烟气与GGH管组换热能力不足，GGH出口风温达不到160 ℃，不满足尿素水解稀释风温要求。（4）尾部前烟道下部布置方式。锅炉的再热蒸汽温度利用烟气挡板调节，高负荷时，尾部前烟道过热器侧的烟气流量占比小；低负荷时则相反，尾部前烟道的烟气流量占比大，负荷变化对烟气量的绝对值影响较小。经热力预估，烟气量为17 000 m3/h时，在30%~100% BMCR工况下，换热器的进出口烟温为318~378 ℃，出口风温为227~281 ℃，满足尿素水解稀释风温要求。因此，GGH安装在锅炉尾部前烟道下部时，可以将冷一次风加热至满足尿素水解稀释风温要求，将GGH安装在锅炉尾部前烟道下部最为合理、经济。锅炉改造热力计算参数如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.017.T002表2锅炉改造热力计算参数项目BMCR30% BMCR稀释风量/(m3/h)17 00017 000入口稀释风温度/℃2020出口稀释风温度/℃283227烟气量/(kg/h)824 000649 000换热器入口烟温/℃378318换热器出口烟温/℃377.29317.40大气压力/kPa101.325101.325烟道宽度/m31.81331.813烟道深度/m4.5754.575换热器管组数11平均烟气流速/(m/s)4.43.2平均空气流速/(m/s)9.38.73.2优化改造方案3.2.1换热器管组布置换热器布置于锅炉尾部前烟道省煤器管排下方，烟道调节挡板上方。换热器和集箱布置如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.017.F003图3换热器和集箱布置该布置方式的优势是不改变烟气流向、减轻管屏的飞灰磨损，且烟气阻力增加不超过20 Pa。此外，换热器布置于前烟道，能够与锅炉负荷变化相适应。锅炉低负荷运行时，为了保证再热蒸汽温度，通常会开大前烟道挡板，关小后烟道挡板，此时前烟道的烟气量将大于后面烟道，烟气量变化相对较小，有利于保证换热器的换热性能。3.2.2换热器风箱布置换热器管组的管子穿出省煤器前墙护板后，与空气进、出口风箱相连，穿墙管处采取套管过渡焊接，进、出口风箱均直接生根焊接在灰斗护板的肋板上，使其膨胀性能同烟道。沿炉宽布置的热风风管支撑在生根于灰斗护板的肋板上。3.2.3风道阻力计算和风量阻力平衡计算经计算及现场管道布置核实，冷风道DN800，热风道DN900，风量15 215 m3/h，冷风温度20 ℃，热风温度260 ℃，进行风道阻力计算。风量阻力平衡计算结果如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.017.T003表3风量阻力平衡计算结果项目额定工况660 MW工况330 MW工况冷风道热风道冷风道热风道冷风道热风道风量/(m3/h)15 21515 21522 48322 48314 11914 119工况风量/(m3/h)16 33029 70524 13043 89515 15327 566风道尺寸/(mm×mm)800900800900800900风道截面积/m20.5000.6400.5030.6400.5030.640风道全周长/m2.5102.8302.5132.8302.5132.830管径d/mm800900800900800900风速/(m/s)9.02412.97113.33519.1678.37412.037管长1/m150701507015070λ/d0.0190.0160.0190.0160.0190.016l×λ/d2.851.122.851.122.851.12φ/mm弯头15个：0.3×15.0；三通2个：0.5×2.0。弯头10个：0.3×10.0；补偿器：0.2×3.0；三通1个：0.5。∑φ5.54.15.54.15.54.1l×λ/d+∑φ8.355.228.355.228.355.22动压/Pa33.98770.21574.213153.31829.26760.463∑H/Pa283.796366.521619.683800.318244.382315.618冷热风道合计阻力/Pa6501 420560由表3可知，风量为15 215 m3/h时，风道阻力为650 Pa，锅炉在660 MW下一次风压为7.52 kPa，330 MW下一次风压为6.66 kPa，喷氨格栅设计压力为6.1 kPa，对应的压头余量分别为1.42 kPa、0.56 kPa。660 MW下压头余量足够，能够保证稀释风量约为22 000 m3/h。330 MW下压头余量为0.56 kPa时，稀释风量约为14 000 m3/h，满足压头和风量要求。3.2.4氨空比计算根据各工况SCR运行数据，按照《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》（DL/T 260—2012）[4]计算机组在不同负荷下的喷氨量及氨空比，氨空比计算结果如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.017.T004表4氨空比计算结果项目负荷/MW410350459329.86330596锅炉出口NOx浓度（A侧）/(mg/m3)635.20644.70652.00655.70677.66807.00锅炉出口NOx浓度（B侧）/(mg/m3)661.90700.47761.00726.30683.76862.00锅炉出口NOx浓度/(mg/m3)648.55672.59706.50691.00680.71834.50锅炉出口烟气量（A侧）/(m3/h)814 697831 177951 111810 730812 103—锅炉出口烟气量（B侧）/(m3/h)1 004 211814 2391 051 971825 988821 716—锅炉出口烟气量/(m3/h)1 818 9081 645 4162 003 0821 636 7181 633 8191 976 727氨逃逸浓度（A侧）/×10-60.7390.7390.7390.7390.7391.220氨逃逸浓度（B侧）/×10-60.530.801.060.390.800.84续表4　氨空比计算结果10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.017.T005项目负荷/MW410350459329.86330596氨逃逸浓度/(mg/m3)0.481 50.584 00.682 70.428 40.584 00.781 7氨氮物质的量之比0.807 90.808 20.797 60.787 70.810 80.746 5脱硝效率（A侧）/%80.0980.0977.0078.0082.0075.60脱硝效率（B侧）/%81.0881.0882.0079.2079.7073.20脱硝效率/%80.58580.58579.50078.60080.85074.400还原剂消耗量/(kg/h)352331417329333455稀释空气量（A侧）/(m3/h)6 372.76 372.76 372.76 372.76 372.713 193稀释空气量（B侧）/(m3/h)7 305.87 305.87 305.87 305.87 305.813 062.0总稀释空气量/(m3/h)13 678.513 678.513 678.513 678.513 678.526 255氨空比/%3.393.184.023.173.212.28改造后稀释风量/(m3/h)15 21515 21515 21512 00012 00015 215改造后氨空比/%3.072.883.633.623.663.96注：“—”表示数据无法获得；下表同。由表4可知，各负荷下氨空比均在6%以下，改造后稀释风系统能够满足330 MW负荷下的脱硝要求。根据尿素统计数据，消耗1亿kWh电量，尿素用量约为140 t，折算596 MW下氨气耗量约为473 kg/h，330 MW下氨气耗量约为340 kg/h，氨气耗量统计值与标准理论计算接近，证明氨气耗量、氨空比计算结果可靠。4改造后机组运行情况1#锅炉于2020年7月完成优化改造，2#锅炉于2022年6月完成优化改造，优化改造达到预期效果。1#、2#锅炉运行后，为了验证改造计算的准确性，收集各个负荷运行数据，利用改造计算方法模拟反算2#锅炉的满负荷运行情况。满负荷实际运行数据和模拟计算数据对比如表5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.017.T006表5满负荷实际运行数据和模拟计算数据对比项目实际运行数据计算模拟数据发电功率/MW660660稀释风量/(m3/h)25 22622 000入口稀释风温度/℃2525出口稀释风温度/℃312316煤耗量/(t/h)301.64302.74烟气量/(t/h)—566换热器入口烟温/℃403403换热器出口烟温/℃—401.74大气压力/kPa101.325101.325烟道宽度/m31.81331.813烟道深度/m4.5754.575换热器管组数/个11平均烟气流速/(m/s)—3.1平均空气流速/(m/s)—7.5由表5可知，实际运行的换热器出口风温为312 ℃，模拟反算的换热器出口风温为316 ℃，差值绝对值为4 ℃，相对误差为1%，表明改造计算结果准确，换热器结构及布置合理。5结语（1）稀释风系统改造后，彻底消除喷氨格栅堵塞现象，喷氨管路手动调节阀调节性能恢复良好，喷氨管路喷氨均匀性得到改善，由此导致的脱硝NOx排放浓度超标环保事件得以消除，总氨耗量下降。（2）稀释风系统改造后，气气换热器出口管道稀释风温远超过200 ℃且不超过320 ℃，满足尿素水解产品对稀释风温度的要求。（3）本项目实施后，机组全负荷时段可以停止稀释风机运行，按年运行6 500 h、电费0.3元/kWh计算，则年节约费用6 500×75×0.3×2=29.25万元。