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一、燃煤电厂低负荷运行SCR脱硝技术面临挑战
我国的能源结构决定了污染物排放量很大。2016年中国的整个装机容量是16.5亿千瓦,其中火电是10.9亿千瓦,占全国装机容量的64%,火电的发电量在全国发电量里面超过了73%。氧化硫、氧化氮和粉尘等大气污染物的排放量都位居世界前列,治理这些污染对于我国发电企业来讲,任务是非常艰巨的。
在国家颁布《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)并实施后,大量的燃煤电站锅炉都配有脱硝(SCR)装置。目前商业上应用比较广泛的SCR催化剂的正常运行对反应温度通常要求在320℃~420℃。但从亚临界到超超临界各等级锅炉普遍存在机组处于50%及以下负荷(2016年火电厂年平均利用小时数3756小时)时,SCR装置入口烟温低于320℃脱硝装置无法投运的问题,此时NOx排放浓度将不能满足国家环保要求。这就无法满足机组并网后SCR装置必须投运的要求。
如何在低负荷情况下,满足SCR的安全高效脱硝的要求,现在国家发改委、环保部提出燃煤电站锅炉全负荷脱硝的要求。全负荷脱硝意味着燃煤发电机组一并网,就要脱硝。这个对于燃煤电厂的SCR脱硝技术挑战性就很大了。
二、传统解决方案各有利弊行业呼唤新的技术方案
我国发电行业在解决低负荷脱硝运行温度偏低的问题上提出了多种技术方案。目前应用较多的七种方案各有利弊,分析如下:
1、分级省煤器改造
在SCR反应器后增设一级省煤器(减少部分原省煤器受热面积)。给水直接引至位于SCR反应器后的省煤器,再通过连接管道引至位于SCR反应器前的主省煤器。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量,达到提高SCR反应器入口温度的目的。
2、提高低负荷给水温度(适用于超超临界机组)
方案一:在补汽阀与缸口之间选择合适的抽汽点,增加一路抽汽,与原第一级回热抽汽并联接入#1高加。在机组低负荷时,通过投运新增的一路抽汽,关闭原第一级回热抽汽,提高给水温度,从而提升省煤器出口烟温。
方案二:在补汽阀与缸口之间选择合适的抽汽点,增加一路抽汽,通过配置前置加热器对给水进行加热,提高给水温度,从而提升省煤器出口烟温。
3、省煤器给水旁路
锅炉给水分为两路,一路为主给水管路,介质流程同原锅炉汽水流程;一路为给水旁路,将部分直接引至省煤器悬吊管出口集箱或其引出管道,减少给水在省煤器中的吸热,达到提高省煤器出口烟温的目的。由于需防止省煤器中工质汽化,旁路流量不能无限提高,通常此方案只能将低负荷烟气温度提升8~10℃。
4、省煤器烟气旁路
在后烟井后墙包覆管上开孔,接入到脱硝入口烟道的旁路烟道并加装烟气插板门及烟道调节挡板,在低负荷时将旁路烟道打开,利用未经省煤器降温的高温烟气和低温烟气的混合提高SCR入口烟气温度。
5、省煤器加烟气隔板
省煤器管圈的横向节距空间中增设左、右各一块隔板,使烟气分成并列的3个通道;在左、右两烟气通道的下方增设烟气挡板,随着锅炉负荷降低,烟气挡板动作逐渐关小,使烟气往中间段烟道流动,省煤器换热面积减少,相应出口烟温上升。
6、省煤器流量置换
在省煤器给水旁路的基础上加装一套省煤器热水再循环系统,以进一步减少省煤器的吸热量,从而提高脱硝装置入口烟温。当负荷较高时,先利用给水旁路系统进行烟温调节;当负荷进一步下降,开启省煤器热水再循环系统,进一步提高省煤器出口烟温。
7、省煤器中间集箱
通过增加一个省煤器中间集箱和一套流量调节系统,在低负荷时,通过控制低温段省煤器的流量使其吸热量减少,达到提高省煤器出口烟温的目的。
分析以上七种方案,现有低负荷脱硝技术存在以下不足:烟温提升幅度不够,达不到全负荷脱硝的要求;烟温提升后机组效率受到影响;烟温控制较难或响应速度慢;一些方案受到机组条件限制无法实施。
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