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脱硝剂配方 电厂脱硝

北极星大气讯:摘要:为解决宽负荷脱硝技术存在的温升受限、改造成本高等问题 ， 研究了当前的宽负荷脱硝技术 ， 提出了全负荷脱硝技术方案 ， 并将该技术应用于300MW机组和600MW机组 。结果表明 ， 该技术能有效提高SCR入口烟气温度 ， 且改造成本低 。该系统投入运行后 ， 可将SCR入口烟气温度提高到310℃以上 ， 实现SCR脱硝系统的满负荷运行 。
关键词:宽负荷脱硝；改造成本；SCR入口烟气温度
根据GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》的要求 ， 我国所有大中型火电厂将在“十二五”期间完成脱硝改造 。截至2018年 ， 我国大部分大中型火电机组已完成脱硝和超低排放改造 。近年来 ， 随着我国风电、太阳能等清洁能源的不断推广和大型水电站的投产 ， 根据国家政策和行业要求 ， 火力发电行业必须配合各种清洁能源发电系统 ， 在必要时段参与调峰运行 。国家和地方政策给予一定的调峰补贴 。但机组运行参数偏低 ， 对机组尤其是脱硝系统的运行有重要影响 。
目前 ， 我国大部分火电厂选择选择性催化还原脱硝技术(SCR) 。但由于SCR催化剂本身的微孔结构 ， 当低于设计运行温度时 ， 烟气中的NH4HSO4从气体凝结成液体 ， 容易造成催化剂中毒 。由于机组长期参与调峰运行 ， SCR入口烟气温度低 ， 导致催化剂NH4HSO4中毒 ， 催化剂活性降低 ， SCR脱硝效率降低 ， 脱硝系统氨耗增加 ， 氨逃逸率增加 。同时 ， 火电厂在运行时 ， 要求脱硝系统并网即投入运行 ， 这无疑对烟气温度提出了更高的要求 。
为此 ， 国内外专家学者提出了多种宽负荷脱硝技术 ， 但都有优缺点 ， 不能有效满足脱硝系统在全负荷范围内的运行要求 。鉴于此 ， 作者研究了当前的宽负荷脱硝技术 ， 提出了全负荷脱硝技术 ， 并分析了该技术在300MW机组和600MW机组上的应用效果 。
1技术状态
1.1省煤器烟气旁路
在尾部烟道增加一个烟道旁路 ， 其入口与省煤器入口相连 ， 出口与SCR的烟道入口相连 。烟道旁路设有挡板门 ， 负荷高时关闭；当负荷较低时 ， 风门打开 ， 省煤器入口处的高温烟气与SCR烟道入口处的低温烟气混合 ， 从而提高SCR入口处的烟气温度 ， 满足SCR催化剂在低负荷下的运行温度要求 。但受省煤器入口烟气温度的限制 ， 该技术只能提高SCR入口烟气温度0 ~ 20℃ ， 升温幅度有限 。
1.2省煤器给水旁路
在省煤器给水管道上增加一条新的给水旁路 ， 连接在省煤器入口集箱之前和省煤器出口集箱之后的给水管道上 。供水旁路上设有调节阀；当负荷高时 ， 调节阀关闭；低负荷时 ， 调节阀开启 ， 部分给水流经旁路管道 ， 减少省煤器内给水流量 ， 从而减少省煤器内的热交换 ， 提高省煤器出口烟气温度 ， 满足SCR催化剂在低负荷下的运行温度要求 。但该技术的温升是有限的 ， 只能提高SCR入口处的烟气温度0 ~ 10℃ 。
1.3省煤器分类
减少原省煤器的部分面积 ， 在SCR反应器后增加一级省煤器 ， 保持省煤器吸热量不变 。在低负荷供水时 ， SCR反应器前的省煤器面积减小 ， 其吸热量降低 ， 省煤器出口烟气温度升高 ， 满足SCR催化剂在低负荷下的运行温度要求 。但是这个方案涉及到省煤器和集箱的改造 ， 成本很大 。同时 ， 在高负荷时 ， SCR入口处的烟气温度可能会超温 。
1.4“0”高压加工技术
系统增加了新的高压加热器 ， 汽轮机高压缸增加了新的抽汽口 。高压加热器的水侧与供水管道连接 。低负荷时 ， 高压加热器启动 ， 流经高压加热器的给水被新加入的抽汽加热 ， 从而提高给水温度 ， 降低给水与省煤器内烟气的传热温差 ， 减少省煤器的换热量 ， 提高省煤器出口烟气温度 ， 满足SCR催化剂在低负荷下的运行温度要求 。但该技术的温升是有限的 ， 只能提高SCR入口处的烟气温度0 ~ 10℃ 。同时 ， 由于新增设备为高压容器 ， 改造费用较高 。
1.5给水回用技术
系统新增给水再循环管道 ， 来自下降管的高温炉水通过新增炉水循环泵送至省煤器入口给水管道 。当负荷较低时 ， 给水再循环系统启动 。通过将高温炉水与省煤器给水混合 ， 提高省煤器入口给水温度 ， 降低省煤器内给水与烟气的传热温差 ， 减少省煤器换热量 ， 提高省煤器出口烟气温度 ， 满足SCR催化剂低负荷运行温度要求 。采用该技术 ， SCR入口烟气温度可提高0 ~ 15℃ ， 改造成本高 。
1.6满负荷脱硝改造技术
上述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 ， 不能满足满负荷工况下的运行要求 。因此 ， 作者提出了一种改进的满负荷脱硝改造技术 ， 即满负荷脱硝旁路烟道技术 。系统中增加了一套新的旁路烟道 。旁路烟道的入口连接到操舵室后面和低温过热器或再热器前面的竖井烟道 。旁路烟道的出口在省煤器出口处与主烟道相连 ， 主烟道设有挡板 ， 省煤器出口处的主烟道设有调温烟气挡板 ， 如图1所示 。
图1满负荷脱硝旁路烟道技术
低负荷时 ， 旁路烟道上的挡板打开 ， 转向室内的高温烟气与省煤器出口的烟气混合 ， 从而提高SCR入口处的烟气温度 ， 满足低负荷时SCR催化剂的工作温度要求 。通过旁路烟道上的调节挡板和省煤器出口主烟道上的调温烟气挡板的配合 ， 该技术的温度提高了50℃以上 ， 能够满足锅炉满负荷工况下的SCR运行要求 。同时 ， 这种方案的改造成本很低 。
2应用效果及分析
2.1机组概况
【脱硝剂配方 电厂脱硝】A电厂5号机组装机容量为600MW 。本机组使用的锅炉是东方锅炉厂生产的自然循环锅炉 。锅炉最大连续蒸发量2070t/h ， 过热蒸汽出口温度541℃ ， 再热蒸汽流量1768.2 t/h ， 燃烧器采用旋流方式布置 ， 前后墙相对 ， 机组烟道布置为带调节挡板的双通道烟道 。
B电厂2号机组装机容量为300MW 。本机组使用的锅炉是哈尔滨锅炉厂生产的自然循环锅炉 。锅炉最大连续蒸发量1025t/h ， 过热蒸汽出口温度540℃ ， 再热蒸汽流量866.9 t/h ， 燃烧器四角切向布置 ， 机组烟道布置为单通道烟道 。
两台锅炉SCR脱硝设施运行中存在以下问题:脱硝催化剂要求运行温度 ， 一般在300 ~ 410℃的温度范围内 。当机组负荷较高时 ， 脱硝装置入口烟气温度刚好在催化剂正常运行范围内；当机组负荷较低时 ， 脱硝装置的入口烟气温度较低 ， 低于催化剂的正常使用温度 。这将导致电厂仅在低负荷时运行脱硝装置 ， 因此烟气NOx排放质量浓度高于50mg/Nm3 ， 对环境造成不利影响 。
2.2改造前SCR入口烟气温度
改造后前两台锅炉的SCR入口烟气温度如图2所示 。当锅炉负荷率低于35%时 ， SCR入口烟气温度比催化剂运行允许温度低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入口处的烟气温度显著提高 ， 如图3所示 。
图3改造后SCR入口烟气温度
表1污泥净化前后入口烟气对比
综上所述 ， 混烧比为5.54%时 ， 垃圾焚烧厂污泥混烧对烟气污染物排放影响不大 ， 总体可控 。在原烟气净化系统的脱酸反应塔中增加顶碱液脱酸系统 ， 作为紧急脱酸装置 ， 以满足酸性气体处理的要求 。
3结论
a)生活垃圾焚烧厂污泥干化和混合焚烧的应用可利用现有的焚烧系统、汽轮机抽气系统、污水处理系统、烟气处理系统、除尘和除臭系统等 。实现城市污泥的无害化、减量化和资源化处理 。
b)污泥设计干燥至含水量为40% ， 混合燃烧率为5.54% 。在此前提下 ， 污泥的热值与生活垃圾接近 ， 不会影响焚烧系统的运行效果 。污泥贮存、干燥和运输过程中产生的臭气和粉尘通过尾气处理或机械排气引入垃圾池焚烧 ， 防止臭气和粉尘外溢；采用水平刮板输送机和倾斜刮板输送机将干污泥输送给焚烧炉料斗 ， 自动化程度高 ， 能充分混合生活垃圾 。混烧比为5.54%时 ， 垃圾焚烧厂污泥混烧对烟气污染物排放的影响较小 ， 总体可控 。

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