燃煤电厂全负荷脱硝技术研究

摘要：为了解决宽负荷脱硝技术升温幅度有限、改造本钱高的问题，对当前的宽负荷脱硝技术进行研究，提出了一种全负荷脱硝技术方案，并将该技术应用于300MW机组和600MW机组。结果说明，该技术可有效提高SCR入口烟气温度，改造费用较低；系统投运后，可提高SCR入口烟气温度至310℃以上，实现SCR脱硝系统的全负荷工况运行。关键词：宽负荷脱硝；改造本钱；SCR入口烟温按照GB13223—2021火电厂大气污染物排放标准的要求，“十二五〞期间，国内所有大中型火电厂都将完成脱硝改造。截至2021年，国内绝大局部大中型火电机组已经完成脱硝超低排放改造。近年来，随着风电、太阳能等清洁能源的陆续推广以及国内大型水电站的投运，根据国家政策及行业要求，火力发电行业须配合各类清洁能源发电系统运行，在必要时段参与调峰运行，国家及地方政策给予一定的调峰补贴费用。但机组运行参数偏低对机组，尤其是脱硝系统的运行产生了重要影响。目前，国内大局部火电厂选择采用选择性催化复原脱硝技术〔SCR〕，但由于SCR催化剂自身的微孔结构，当低于设计运行温度值时，烟气中的NH4HSO4由气态凝结为液态，易发生催化剂的NH4HSO4中毒问题。由于机组长时间参与调峰运行，SCR入口的烟气温度偏低，导致出现催化剂NH4HSO4中毒，催化剂活性降低，SCR脱硝效率降低，脱硝系统用氨量增加、氨逃逸率上升的问题。同时，在火电厂运行时，要求脱硝系统在并网时即投入运行，这无疑对烟气温度提出了更高的要求。对此，国内外的专家学者提出了多种宽负荷脱硝技术，但都有利弊，也无法有效满足全负荷范围内脱硝系统的运行要求。鉴于此，笔者针对当前的宽负荷脱硝技术展开研究，提出了一种全负荷脱硝技术，并对该技术在300MW机组和600MW机组的应用效果进行了分析。1技术现状1.1省煤器烟气旁路在尾部烟道处新增一路烟道旁路，烟道旁路入口接在省煤器入口，出口接在SCR的烟道入口。烟道旁路上设置有挡板门，负荷较高时，挡板门关闭；负荷较低时，挡板门开启，省煤器入口的高温烟气与SCR烟道入口的低温烟气混合，从而提高SCR入口的烟气温度，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。但受省煤器进口烟气温度的限制，该技术仅能提高SCR入口烟气温度0～20℃，温度提升幅度有限。1.2省煤器给水旁路在省煤器给水管道上新增一路给水旁路，给水旁路连接在省煤器进口集箱前、省煤器出口集箱后的给水管道上。给水旁路上设置调节阀门，负荷较高时，调节阀门关闭；负荷较低时，调节阀门开启，局部给水流经旁路管道，减少省煤器内的给水流量，从而减少省煤器内的换热量，提高省煤器出口烟气温度，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。但该技术的温度提升幅度有限，仅能提高SCR入口烟气温度0～10℃。1.3省煤器分级减小原省煤器的局部面积，并在SCR反响器后增设一级省煤器，总体保持省煤器的吸热量不变。在低负荷给水时，SCR反响器前省煤器的面积减小，其吸热量减少，省煤器出口烟气温度提高，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。但该方案涉及省煤器和集箱的改造，改造费用很高，同时高负荷时有可能出现SCR入口烟气温度超温的问题。1.4“0〞号高加技术系统新增1台高压加热器，在汽轮机高压缸上增加1个新的抽汽口，高压加热器的水侧与给水管道连接。当负荷较低时，高压加热器启用，通过新增的抽汽加热流经高压加热器的给水，从而提高给水温度，降低省煤器内给水与烟气的传热温差，减少省煤器的换热量，提高省煤器出口烟气温度，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。但该技术的温度提升幅度有限，仅能提高SCR入口烟气温度0～10℃。同时，由于新增设备为高压容器，改造费用较高。1.5给水再循环技术系统新增给水再循环管路，通过新增的炉水循环泵，将下降管的高温炉水送至省煤器入口的给水管道中。当负荷较低时，给水再循环系统启用，通过高温炉水与省煤器的给水混合，提高省煤器进口的给水温度，降低省煤器内给水与烟气的传热温差，减少省煤器的换热量，提高省煤器出口的烟气温度，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。使用该技术提升SCR入口烟气温度0～15℃，同时改造费用较高。1.6全负荷脱硝改造技术以上技术只能在一定程度上扩大SCR脱硝催化剂的运行负荷范围，无法满足全负荷工况下的运行要求。因此，笔者提出了一种改良的全负荷脱硝改造技术，即全负荷脱硝旁路烟道技术。系统新增一组旁路烟道，旁路烟道进口连接在转向室后的竖井烟道上、低温过热器或低温再热器前，旁路烟道出口连接在省煤器出口的主烟道上，旁路烟道上设置有调节挡板，省煤器出口的主烟道上装有调温烟气挡板，如图1所示。图1全负荷脱硝旁路烟道技术当负荷较低时，旁路烟道上的调节挡板开启，转向室的高温烟气与省煤器出口的烟气混合，从而提高了SCR入口的烟气温度，满足低负荷时SCR催化剂的运行温度要求。通过旁路烟道上的调节挡板以及省煤器出口主烟道上调温烟气挡板的相互配合，该技术的温度提升幅度到达50℃以上，可以满足锅炉在全负荷工况下的SCR运行要求，同时，该方案的改造费用很低。2应用效果及分析2.1机组概况A电厂5号机组装机容量600MW，该机组所用锅炉为东方锅炉厂制造的自然循环锅炉，锅炉最大连续蒸发量为2070t/h，过热蒸汽出口温度为541℃，再热蒸汽流量为1768.2t/h。燃烧器为旋流式、前后墙对冲布置，机组烟道布置为双通道烟道，并设置有调节挡板。B电厂2号机组装机容量300MW，该机组所用锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的自然循环锅炉，锅炉最大连续蒸发量为1025t/h，过热蒸汽出口温度为540℃，再热蒸汽流量为866.9t/h。燃烧器为四角切圆布置，机组烟道布置为单通道烟道。2台锅炉SCR脱硝设施运行存在以下问题：脱硝催化剂有使用温度要求，一般在300～410℃温度范围内。当机组负荷较高时，脱硝装置进口烟温正好在催化剂正常运行范围；当机组负荷较低时，脱硝装置进口烟温较低，低于催化剂的正常使用温度。这将致使电厂在低负荷时只能将脱硝装置解列运行，从而烟气NOx排放的质量浓度高于50mg/Nm3，给环境带来不利的影响。2.2改造前SCR入口烟气温度改造前2台锅炉的SCR入口烟气温度如图2所示。当锅炉负荷率低于35%时，SCR入口烟气温度均低于催化剂运行允许温度300℃。图2改造前SCR入口烟气温度2.3改造后SCR入口烟气温度改造后，SCR入口烟气温度显著提高，如图3所示。图3改造后SCR入口烟气温度表1掺烧污泥净化前后入口烟气比照综上所述，当掺烧比为5.54%时，垃圾燃烧厂污泥协同燃烧对烟气污染物的排放影响较小，总体可控，原有烟气净化系统脱酸反响塔增设顶部碱液脱酸系统作为应急脱酸单元，满足酸性气体的处理要求。3结语a)生活垃圾燃烧厂污泥干化及协同燃烧的应用，能够利用现有的燃烧系统、汽轮机抽汽系统、污水处理系统、烟气处理系统、除尘除臭系统等，实现对市政污泥的无害化、减量化和资源化处理。b)设计污泥干化至含水率40%，掺烧比为5.54%。在此前提下，污泥热值与生活垃圾热值接近，不影响燃烧系统运行