DQZHAN技術(shù)訊：火力發(fā)電廠節(jié)能型寬負荷脫硝技術(shù)研究與應(yīng)用
摘要：火力發(fā)電機組深度調(diào)峰已成為必然趨勢,為滿足脫硝機組NOx在低負荷負荷達標排放,需提高脫硝入口煙氣溫度,使其能夠達到催化劑的活性范圍內(nèi)。對目前國內(nèi)實行的寬負荷脫硝改造方案進行對比。結(jié)合實際情況,分析技改系統(tǒng)運行效果及目前運行中產(chǎn)生的問題及注意事項。
0引言
當前我國用電基本是來自火電廠，煤的燃燒會使大氣資源受到嚴重危害，因其會釋放NOx、煙塵、SO2等物質(zhì)。《“十二五”節(jié)能減排綜合性工作方案》要求全部新建燃煤機組和單機容量30萬kW及以上燃煤機組都安裝或加裝脫硝設(shè)施?，F(xiàn)階段應(yīng)用較為廣泛的煙氣脫硝技術(shù)為選擇性催化還原法(SelectiveCatalyticReduction，SCR)，SCR反應(yīng)需要使用催化劑，目前運行中溫催化劑溫度處于(320~400)#在商業(yè)上有比較廣泛的應(yīng)用。在低負荷運行和大氣溫度不高時的電站鍋爐，SCR適用溫度會高于煙氣溫度。機組負荷高于60K，脫硝入口煙溫基本可以滿足其運行要求，但機組在調(diào)峰期間低于60K負荷或啟動并網(wǎng)初期，經(jīng)常被迫退出脫硝設(shè)施運行的原因是由于煙溫不高，造成'NOx超標排放。目前國內(nèi)實施的寬負荷脫硝改造，無論是煙氣側(cè)還是給水側(cè)改造，均不可避免地造成機組排煙溫度的升高，降低機組的鍋爐效率。銅山華潤電力有限公司實施的0#高加聯(lián)合低省及空預(yù)器優(yōu)化改造項目，通過巧妙的設(shè)計，不僅大幅提高了脫硝投運的邊界條件，還不造成排煙損失的增加，實現(xiàn)百萬機組寬負荷脫硝的節(jié)能型設(shè)計。
1改造方案比對
保證燃煤鍋爐全時段、全負荷的氮氧化物達標是火電廠靈活性改造的主要組成部分。目前實現(xiàn)寬負荷脫硝的思路主要2類，即提高煙氣溫度和采用寬溫催化劑。采用寬溫催化劑其設(shè)備簡單，不影響鍋爐效率，但催化劑投資較常規(guī)催化劑提高一倍，且技術(shù)成熟度也有待驗證。因此，目前國內(nèi)機組改造通常采用提高SCR入口煙氣溫度的方法(圖1)。
1.1增加省煤器煙氣旁路(圖2)
方案描述：開孔位置在省煤器進口的煙道上，煙氣抽部分通過旁路到SCR人口處，同時把煙氣擋板設(shè)置起來，部分鋼結(jié)構(gòu)要增加，在低負荷時經(jīng)過省煤器用于給水加熱的煙氣要減少，把進人SCR反應(yīng)區(qū)的煙氣溫度提高上去。
優(yōu)點:實施起來比較簡單，要增加的設(shè)備少，有比較低的投資成本。
缺點:鍋爐排煙溫度有提高，鍋爐熱效率降低0.1%~0.3%;在旁路煙氣擋板門處，容易發(fā)生積灰、卡澀的情況，還可能導(dǎo)致發(fā)生煙氣內(nèi)漏的現(xiàn)象，也會影響到在關(guān)閉狀態(tài)鍋爐熱效率;內(nèi)漏煙氣反應(yīng)器內(nèi)煙溫在滿負荷時有時$400#，有可能由于燒結(jié)催化劑導(dǎo)致活性會降低。如果長時間在低負荷區(qū)間運行機組，這個方法是有一定優(yōu)勢的。
1.2增加省煤器工質(zhì)旁路(圖3)
方案描述：給水旁路方案是直接將部分給水在省煤器進口集箱前引到下降管，通過調(diào)節(jié)閥在低負荷時調(diào)節(jié)旁路給水流量，在省煤器的吸熱量和主流水量減少后，SCR人口煙溫提高的目的可以達到。
優(yōu)點:煙溫調(diào)節(jié)區(qū)間要求不高(<10#)時可以考慮，改造相對簡單。
缺點:由于有減少進人省煤器的給水量，這樣會導(dǎo)致省煤器出口超溫;省煤器給水旁路的存在使給水與煙氣降低換熱效果，鍋爐熱效率降低0.5%-1.5%，升高了排煙溫度;給水旁路調(diào)節(jié)煙溫有不
太明顯的效果，是因為煙氣的換熱系數(shù)大于省煤器給水。
1.3分級省煤器系統(tǒng)(圖4)
方案描述:拆除原有省煤器靠煙氣下游部分受熱面，將一定的省煤器受熱面在SCR反應(yīng)器后進行增設(shè)。位于SCR反應(yīng)器后面的省煤器給水先通過后，再引至位于SCR反應(yīng)器前面的省煤器。這樣在SCR之前，通過煙氣傳熱面的減少使煙溫提高的目的可以實現(xiàn)。優(yōu)點：與改造前相比鍋爐的排煙溫度以及總的熱量分配基本沒有變化，保證不影響到鍋爐熱效率;SCR人口煙溫的提升范圍很大。
缺點:省煤器有相對大的改造量，有比較高的投資成本;增設(shè)的SCR后省煤器需要一定空間安裝，場地要求更高。該方案旁路煙氣內(nèi)漏的問題可以有效避免掉，但系統(tǒng)和煙氣旁路相比更加復(fù)雜，有增加設(shè)備維護難度，工程造價及施工難度比較提高，而且改造對SCR區(qū)煙道所占空間有一定要求，推廣方面有一定的局限性。
1.4省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng)(圖5)
方案描述：從原有的省煤器出口引出部分熱水到省煤器人口，把省煤器人口給水溫度提高上去，減少省煤器的吸熱量，提高省煤器后的煙氣溫度。
優(yōu)點:可提高煙氣溫度(0~60)oC，滿足30%THA(TotalHydrocarbonAnalyzer■，總碳氣分析)甚至更低負荷下達到SCR入口煙溫310oC的要求，費用適中，所需場地較小。
缺點:排煙溫度提高(0~13)oC，鍋爐效率降低0~0.65%。
不同改造方案的比對情況，見表1。
2結(jié)語
明確制約機組脫硝全負荷投運的主要因素為脫硝人口煙氣溫度，針對火電機組脫硝SCR系統(tǒng)全負荷投運策略有進行對比，對提高脫硝人口煙溫改造的幾種方案進行了討論。0#高加投入對于脫硝的影響在于煙氣溫度的提高，但所有提高煙氣溫度的手段都不可避免的造成省煤器出口煙氣溫度升高，同時造成排煙損失的增加，鍋爐效率下降。但是通過高、低溫省煤器的設(shè)計，可避免排煙損失的增加。該項技術(shù)具有**、穩(wěn)定、節(jié)能效果好的特點，項目投人后，機組并網(wǎng)在400MW負荷以后即可投人脫硝系統(tǒng)，且不影響鍋爐效率，同時滿足了國家環(huán)保對火電廠節(jié)能及減排的兩方面要求，值得同類型火電機組推廣及應(yīng)用。
