深度调峰燃煤锅炉超净排放关键因素分析

王桂林 甘智勇 周义刚 王 森 边 疆

（1国网天津市电力公司电力科学研究院 天津 300384 2天津市电力科技发展有限公司 天津 300384）

深度调峰燃煤锅炉超净排放关键因素分析

王桂林1甘智勇1周义刚1王 森1边 疆2

（1国网天津市电力公司电力科学研究院 天津 300384 2天津市电力科技发展有限公司 天津 300384）

受当前社会经济的影响，电网峰谷差越来越大，电网调峰面临压力越来越大。大型燃煤火电机组作为电网调峰的主力军，担负调峰的任务也越来越重。本文介绍了当前燃煤电厂主要使用的脱硫、脱硝、除尘技术，分析了深度调峰对锅炉超净排放SOx、NOx以及粉尘排放的影响因素，对今后保证电力系统安全稳定运行进行了展望。

深度调峰；安全稳定；超净排放

引言

燃煤电厂是我国各种污染物的主要排放源，约90%的硫氧化物，67%的氮氧化物，还有70%的粉尘和43%的汞及相关化合物源于燃煤排放[1]。2014年国家发改委、环境保护部和能源局三部委联合制定颁布《煤电节能减排升级与改造计划（2014-2020年）》，要求东部发达地区新建燃煤机组污染物排放浓度接近燃气轮机组污染物排放水平，即在基准含氧量6%的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值不大于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3，现役机组经过改造后也要达到标准[2]。

燃煤机组深度调峰在给电网带来尽可能多的调峰容量外，对自身运行也产生一定的影响。本文介绍了超净排放技术与常规烟气处理技术改造本质区别，对燃煤机组深度调峰对超净排放脱硫、脱硝、除尘三方面影响进行分析，希望对燃煤电厂超净排放技术改造提供借鉴。

1 深度调峰对燃煤机组脱硫的影响

目前燃煤发电机组深度调峰时一般不采用投油稳燃，对脱硫的影响微乎其微。但在极低负荷情况下，深度调峰燃煤发电机组还需采取投油稳燃措施。此时烟气旁路封闭，未完全燃尽的燃油和燃油产物全部经过脱硫吸收塔内，与脱硫浆液产生一系列物化反应，严重时导致脱硫浆液“中毒”，影响脱硫系统的正常运行。这主要原因是由于吸收塔浆液“中毒”引起，未燃尽油污随烟气进入到脱硫吸收塔中，吸收塔内的杂质含量增加。未燃尽油污在脱硫剂石灰石、亚硫酸钙表面形成一层油膜，阻止了石灰石的进一步溶解;油膜的存在对于烟气杂质吸收加强，浆液中 Mg2+，Al3+，Cl-离子，碳核、多环芳烃、重金属Hg、Mg、Cd等含量增加，这些物质均会对Ca2+与HSO3-反应有抑制作用，降低了浆液的PH值，导致脱硫效率的降低。

投油对脱硫塔内液位有一定影响，油污含有的有机成分在吸收塔内受到强扰动影响极易生成细碎的泡沫，在浆液表面上大量聚集。当前吸收塔的液位测量一般使用压差式液位计，在DSC上显示的液位是通过测量的压差与吸收塔内浆液密度计算得到，如图1所示:

图1 吸收塔液位计示意图

计算公式为：H=H1+H2

其中：H——吸收塔浆液池高度；H1——吸收塔压力变送器至塔底标高；H2——吸收塔压力变送器至浆液池面标高；P——压力变送器测量值；ρ——取样处浆液密度值。

由于泡沫的存在，实际液位值远高于DSC显示的液位值，从而导致浆液溢流现象发生。浆液溢流量较大时，溢流管不能将浆液全部排净，造成浆液沿吸收塔入口流入烟道。一旦浆液中的硫酸盐、亚硫酸盐随浆液渗入到防腐内衬，就会导致其体积膨胀，应力增大，造成防腐层剥离。对于无防腐层的烟道，浆液会直接腐蚀烟道，降低烟道的使用寿命。锅炉低负荷运行时，过量空气系数大，烟气中含氧量大，生成的SO3更多，加剧了尾部烟道的腐蚀。

2 深度调峰对燃煤机组脱硝的影响

2.1 主要NOx超净排放技术

我国当前新建燃煤电厂基本都配备了先进的低氮燃烧器与SCR选择性催化还原联合脱硝技术。NOx超净排放技术本质上与常规燃煤机组脱硝技术是相同的，主要区别在于低氮燃烧燃烧技术上的优化以及在SCR脱硝催化剂填装层数增加。使用常规低氮燃烧器生成的NOx约75%是在燃尽风区域生成的，通过改进燃烧器调整二次风与燃尽风的比例，就可以有效降低燃烧产生的NOx。对SCR脱硝系统的改造，通过增装催化剂层数，最终使得综合脱硝效果满足超净排放要求。

2.2 深度调峰对脱硝的影响

现在电厂配备的脱硝系统技术已经成熟，脱硝效率也较高，主要存在的问题就是低温状态下无法正常投入运行和催化剂中毒失活。在深度调峰时，锅炉进入低负荷运行状态，对于炉膛内部NOx生成情况，炉内温度降低，炉膛内NOx生成量减少。原因主要包括：（1）投入的燃料量大幅度减少,燃料含氮总量减少；（2）炉膛温度对热力型NOx生成有直接影响，炉膛温度降低，热力型NOx生成趋势明显下降；（3）在一定范围内燃料型NOx也受温度影响生成量减少。

SCR催化还原脱硝技术是利用氨作为还原剂，多数以TiO2作为载体，在以V2O5或者V2O5-WO3或者V2O5-MoO3作为催化剂情况下进行的一系列催化还原反应，为增大反应物的接触面积将反应单元制成蜂窝式、板式或波纹式3种类型。火电厂低负荷脱硝研究表明：当负荷降至50～60%时，排烟温度已经低于催化剂正常持续运行温度范围320～420℃。低至一定程度后脱硝设施会退出运行，因此造成氮氧化物超标。长期低负荷运行，锅炉排烟温度低会造成催化剂使用寿命的大幅度缩短。不同的催化剂适宜反应的温度不同，但是低于催化剂温度下长期运行都会造成催化剂活性降低；锅炉低负荷运行时生成SO3的量增加，SO3与还原剂NH3发生反应生成（NH4）2SO4、NH4HSO4沉积在催化剂上，催化剂孔道发生堵塞、比表面积减小，进一步降低催化剂活性。导致SCR法高效率的脱硝优势无法体现，催化剂的不可逆性失活也增加了燃煤电厂的经济投入。

锅炉低负荷下运行，燃烧燃料量减少，锅炉排烟量减少，烟气流速降低。脱硝装置长期在低烟气流速下运行，其积灰的可能性增加，尤其是对于锅炉吹灰装置吹灰效果较差的机组和只装有声波吹灰装置的脱硝装置。实践证明其积灰程度明显增加，积灰同时也会阻碍氮氧化物的催化还原反应，积灰还会造成催化剂寿命缩短、脱硝效率降低以及氨逃逸等一系列问题。

3 深度调峰对燃煤机组除尘的影响

3.1 主要除尘超净排放技术

目前燃煤机组超净排放除尘技术主要有低低温静电除尘技术、湿式电除尘技术、电袋负荷除尘技术、旋转电极静电除尘技术、高频电源技术等。当要求超净排放除尘率达到99.8%～99.85%时，使用常规电除尘加高频电源或者旋转电极即可满足要求；而要进一步提高电除尘效率，达到高于99.85%的水平，常规电除尘已经不能满足要求，可选用低低温电除尘器技术或超净电袋除尘技术。

3.2 深度调峰对除尘的影响

低低温静电除尘技术在国际范围内已经获得成应用，在我国华能长兴电厂、华能北京热电厂、国华三河电厂等超低排放燃煤机组均采用了这项技术。这项技术与常规静电除尘技术相比，在原有静电除尘器前加装了低温省煤器，除尘器入口烟气温度降低至90～100℃。除尘器上游烟气飞灰浓度较大，安装低温省煤器后烟气温度低于酸露点温度，烟气中硫酸亚硫酸蒸汽等酸性气体发生凝结聚集在省煤器管壁并粘附飞灰，造成低温省煤器的低温腐蚀。

机组进行深度调峰时烟气温度降低,烟气中飞灰比电阻降低，同时除尘器入口烟气流量减少，使得除尘器的除尘效率提高；与此同时，由于除尘器入口烟温的降低，烟气中部分SOx、HCl蒸汽等将聚集粘结吸附于飞灰颗粒表面形成一层液膜。研究结果表明，低温状态下，亚微米颗粒表面S含量将明显增加，全部粒径范围内的飞灰颗粒表面Cl含量增加。S、Cl成分含量增加将加强飞灰表面的导电性，有助于进一步降低飞灰比电阻。飞灰颗粒粘度增加，有助于细微颗粒聚集为大颗粒，加强除尘器对灰颗粒的捕获。但负荷的降低使得低温省煤器出口温度更低，酸性气体更容易凝结，对于其后的除尘器，腐蚀性物质易粘结于除尘设备上，影响设备正常运行。

结语

燃煤火电机组长期在低负荷下运行对超净排放影响主要包括：

（1）负荷降低，锅炉脱硫效率降低；脱硫浆液易发生中毒现象；脱硫塔内对液位的监测不准导致易发生浆液溢流现象；浆液酸性增加导致脱硫设备腐蚀加重。

（2）SCR脱硝系统脱硝效率降低；较低的烟气流速导致飞灰在催化剂表面聚集，造成催化剂堵塞；过量空气量的增加使得烟气中SO3含量增加，与催化剂发生反应降低催化剂活性；催化剂长期低温下易发生永久性失活。

（3）对于静电除尘系统，低负荷状态有利于除尘系统对飞灰的捕捉；但是除尘器周围较低的烟气温度造成酸性气体的凝结，加剧低温省煤器与除尘器的腐蚀。

[1]赵永椿,马斯鸣,杨建平,等.燃煤电厂污染物超净排放的发展及现状[J].煤炭学报,2015,40(11).

[2]中华人民共和国环保部.火电厂大气污染物排放标准(GB13223—2011)[S]