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电站燃煤锅炉全负荷脱硝技术探讨

北极星环保网来源:清洁高效燃煤发电 刘亚 李永旺2017/3/9 8:45:23我要投稿
所属行业: 大气治理  关键词:脱硝技术 SCR 全负荷脱硝

北极星环保网讯:摘要:为了减少锅炉运行中污染物的排放,满足国家的环保要求,脱硝装置应能适合锅炉全负荷运行。本文介绍中温省煤器技术,在SCR出口处增开了旁路烟道(铺设两级中温省煤器)。针对本公司某660MW锅炉进行全负荷脱硝技术改造,采用中温省煤器技术,解决了SCR低负荷运行的世界难题。低负荷下给水水温的提高,使SCR入口烟温相应提升,可确保SCR在全负荷范围内处于催化剂的高效区运行,真正实现全天候脱硝;提高锅炉水动力安全性,给水水温的提高,使水冷壁入口水温亦相应提高,减少了水冷壁入口欠焓,显著提高了低负荷工况下的水动力特性,大大提高了水冷壁的运行安全性;提高了锅炉效率,有环保和节能的双重功效,中温省煤器技术回收烟气余热,降低排烟温度,从而提高了锅炉效率。

关键词:全负荷脱硝 中温省煤器 环保节能

0前言

氮氧化物作为燃煤电厂的大气污染物之一,是形成光化学烟雾、酸雨污染的主要来源。NOx是大气治理的主要减排对象,其中电力行业的NOx排放约占全国NOx排放总量的一半以上,而电力行业排放的NOx80%以上由电站燃煤锅炉排放。随着新颁布的GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》的实施,燃煤电站锅炉NOx排放质量浓度(标准状态下,干基,氧体积分数φ(O2)=6%)被限定为100mg/m3,降低NOx排放的任务紧迫。

燃煤火电厂通过炉内低氮燃烧技术结合炉后的烟气脱硝系统改造以满足新标准要求。目前炉后控制NOx最成熟的技术是选择性催化还原(SCR)技术,在我国烟气脱硝技术中占有重要地位。由于国内燃煤机组都参与调峰,经常低负荷运行,SCR反应器入口烟温低于催化剂的最佳反应温度窗口,造成低负荷时SCR脱硝系统不能正常投用,低负荷运行时仅通过低氮燃烧技术难以达到NOx排放的要求。

1低负荷运行对SCR脱硝系统的影响

SCR脱硝技术是通过催化剂在含氧气氛下,以氨气作为还原剂注入含NOx的烟气中,烟气中NOx被氨气还原成N2和水,SCR反应器中的烟气温度一般设计要求为320℃~420℃之间,因为当烟气温度位于340℃~380℃之间时,催化剂活性物的活性最高,催化还原反应效率最高。锅炉省煤器后空预器前的烟气温度正好满足此温度区间,这也是SCR布置在该位置的原因。

在我国,绝大多数燃煤机组参与电网调度,因此在实际运行过程中,尤其是非用电高峰时,机组常常不能满负荷运行,甚至运行于50%以下的负荷区间。此时,省煤器的出口烟温会低于最低设计温度,当烟气温度低于最低设计温度(320℃)时,用于反应的NH3会和烟气中的SO3反应易生成硫酸铵和硫酸氢铵并析出,此时铵盐会对催化剂活性物微孔进行堵塞和加速对催化剂的磨损,降低催化剂的活性;同时硫酸氢铵和硫酸铵还将随烟气进入下游设备,与飞灰沉积在预热器或脱硫GGH换热元件表面,引起积灰、堵塞和腐蚀。此时SCR系统无法正常运转,难以满足全负荷下低NOx排放的要求。

2全负荷SCR脱硝技术

针对锅炉低负荷运行时SCR入口烟温过低而导致SCR脱硝系统无法投运的问题,北京国能中电节能环保技术股份有限公司研发了适用于电站燃煤锅炉全负荷运行的SCR脱硝低NOx排放控制技术。

2.1全负荷SCR脱硝技术对比

对全负荷SCR脱硝技术常采用烟旁路方案和给水旁路方案。对于给水旁路方案,需要在省煤器与进入省煤器内部加热后的剩余部分给水混合后,最终进入汽包,相对于烟气侧旁路而言,该方案具有改造简单、改造工作量小、改造风险低等优点,不需要考虑太多的保温措施,对材料的温度要求也较低,且给水流量可以精确控制。

对于省煤器内部烟气旁路方案,需要再省煤器尾部烟道区域增设内旁路烟道,沿深度方向去掉部分面积的省煤器,改成指定深度的内部烟气通道,内旁路烟道与省煤器隔墙隔开内设烟气挡板调节内旁路与省煤器出口烟气的混合比例以调节SCR反应器入口烟温。在烟道内部增设旁路,不需要对尾部烟道整体进行改造,只需要对省煤器内部区域进行改造,结构要求不高,改造相对简单。

2.2省煤器分级布置技术

省煤器分级改造,考虑将脱硝装置的烟气抽取点由原来的省煤器出口改为省煤器管组间抽取,以提高进入脱硝装置的烟气温度,即原有的省煤器需要进行分级改造,将部分受热面移至脱硝反应器后,这样既可满足脱硝装置的运行烟温要求,又不至于使排烟温度升高,降低锅炉热效率。

脱硝技术

延伸阅读:

全负荷SCR脱硝技术分析及研究

哈尔滨600MW超临界锅炉低负荷期间脱硝运行研究

案例:超临界燃煤机组超低排放及脱硝宽负荷改造技术

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