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全负荷脱硝氨逃逸率与SO3转化率的变化

北极星环保网来源:《中国电机工程学报》作者:郑方栋等2017/5/24 11:29:35我要投稿
所属行业: 大气治理  关键词:全负荷脱硝 SCR脱硝 氨逃逸

北极星环保网讯:摘要:全负荷甚至全过程脱硝是燃煤电厂的必然趋势。以330MW亚临界机组为对象,通过40%~100%全负荷试验,并在50%负荷时切除高压加热器,以在烟气流量不变的情况下降低烟温,研究负荷与烟温对氨逃逸率和SO3转化率的影响。全负荷范围内控制SCR入口NOx浓度为220mg/m3和SCR脱硝效率为65%。

脱硝技术

氨逃逸率随着负荷的降低先降后升,在50%负荷时最低;SO3转化率随着负荷的降低而线性下降。在50%负荷切除高压加热器后,烟温由319.5℃降低到288.3℃使氨逃逸率上升约一倍,但仍小于额定负荷下的氨逃逸率。

全负荷范围内氨逃逸率均小于3μL/L的设计值,且随着负荷降低并没有异常升高,因此认为在合适的脱硝效率下负荷变化并不是SCR脱硝系统氨逃逸率增加从而导致空预器堵塞的根本原因。因此将机组的SCR烟温下限由300℃调整到290℃,以实现机组全负荷范围内脱硝投运。调整后已运行约1年时间,空预器并没有出现差压异常升高趋势或积灰堵塞情况。

关键词:选择性催化还原(SCR);全负荷脱硝;烟温;氨逃逸率;SO3转化率

选择性催化还原法(SCR)是脱除燃煤烟气中NOx的重要方法,因其高效可靠的特点,是唯一实现大规模商业化的脱硝技术[1]。SCR脱硝系统的氨逃逸(过量的NH3)与烟气中的SO3在低温下反应生成硫酸氢铵,硫酸氢铵具有强黏性,熔点为147℃,烟气从SCR进入空预器后,随着温度的降低,硫酸氢铵逐渐凝结在换热器表面,并不断捕捉烟气中的灰颗粒,进而导致空预器堵塞[2],同时硫酸氢铵还是锅炉排放PM2.5颗粒的重要组成成分[3]。

硫酸氢铵在空预器内的生成温度可达200℃以上,并且随氨逃逸和SO3浓度的升高而上升[4-6]。氨逃逸率增加将使硫酸氢铵生成温度和生成量都上升,增强了其在空预器内凝结、捕灰、粘结进而导致空预器堵塞的趋势。因此,SCR脱硝系统一般将氨逃逸率控制在3μL/L以下,甚至更低[7-8]。

氨逃逸率与催化剂的催化效率有较大关系,当前较为普遍应用的V-W催化剂的最佳温度窗口一般在340~380℃,与催化剂的成分和制备方式等因素有关[9-14],催化剂中添加W能拓宽反应温度窗口[15]。高岩等[16]的研究表明催化剂在380℃时催化效率最高,温度降低,催化活性明显降低,温度升高,催化活性略微下降,空速比(烟气流量/催化剂体积)下降导致脱硝效率上升,但降低到一定程度后,脱硝效率基本不变。

煤中的硫在燃烧过程中直接或间接生成SO3,且烟气中的SO2在灰中金属成分以及换热器表面金属的催化作用下会一定程度的转化为SO3[17],脱硝催化剂的活性成分V2O5也能够将烟气中SO2催化氧化成SO3[18]。SCR催化剂催化SO2的效率随着温度的降低而降低,和脱硝效率呈负相关[19-20],与催化剂使用时间、催化剂成分等也有一定的关系[21]。

总之,催化剂的催化效率随烟温降低而降低,将导致氨逃逸率增加,不过SO3浓度会有所降低,而由于负荷降低而导致烟温降低时,烟气流速会相应降低,烟气在催化剂间的停留时间增加,脱硝效率又会上升。因此,氨逃逸率、SO3浓度、烟气流速三者与机组负荷或烟温都存在一定的非同向影响关系。

目前燃煤机组SCR为了保证催化剂高效运行,降低氨逃逸率,避免空预器堵塞,将SCR烟温(入口)下限设置为300℃左右。低负荷运行时,会出现尾部烟道烟温低于300℃的情况,将引起SCR强制撤出,导致机组不能进行全负荷脱硝,对环保产生不利的影响。

随着环保需求的提升,燃煤机组全负荷脱硝势在必行,而近年来机组负荷率又呈明显下降趋势,导致SCR烟温不可避免有更大机率处于300℃以下,给机组运行带来较大的困扰。

本文针对一台330MW亚临界机组,通过全负荷试验及高加切除试验,研究SCR烟温随负荷降低及单纯烟温降低时氨逃逸率和SO3的实际变化关系,探索更低的脱硝系统投运温度下限,实现机组在全负荷范围内脱硝。

1机组概况

机组原始设计额定负荷为300MW,汽机增容改造至330MW,锅炉利用设计余量。锅炉为SG−1025/17.5−M869型亚临界汽包锅炉,燃用具有中等结渣性的烟煤。

燃烧系统为四角切圆直流燃烧形式,并进行了低氮燃烧改造,采用空气分级低氮燃烧技术,四角各布置4层燃尽风喷嘴。烟气脱硝采用尿素热解喷氨SCR系统,设计脱硝效率为73%,脱硝系统布置如图1所示,锅炉尾部分成2个独立烟道(A侧、B侧),分别布置相同的脱硝装置,每侧安装两层催化剂,共190.5m3。试验前,催化剂已正常运行约两年半时间。

脱硝技术

根据催化剂厂家的效率曲线,烟温在380~400℃时脱硝效率最高达到约91%,而烟温降低到300℃时,脱硝效率降低到了70%左右。脱硝系统设计为烟温低于300℃时将强制撤出。据统计,2015年度电厂4台同类型机组SCR烟温低于300℃(均大于290℃)运行的时间累计约有330h,且时间点分散、持续时间短,给机组运行带来很大困扰。

延伸阅读:

电站锅炉全负荷脱硝的针对性改造措施

烟气SCR脱硝介绍及氨逃逸产生的问题

火电厂烟气脱硝氨逃逸与超低排放监测技术

宽温脱硝催化剂在燃煤电厂全负荷脱硝中的应用

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