火电机组全时段脱硝技术创新与应用

华电章丘发电有限公司 山东 章丘 250216

一、背景

为贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》,改善大气环境质量,满足氮氧化物排放浓度要求,燃煤机组均设有SCR脱硝装置,脱硝催化剂通常工作温度范围在300～420℃之间,超过温度范围催化剂将不能发挥其应有的作用。

为保证锅炉正常启动并满足启动阶段炉膛出口氮氧化物排放浓度小时均值不超标,电厂在炉膛升温至正常投粉温度时需采用燃油替代煤粉燃烧,直至SCR入口烟温达到脱硝投运条件,投油运行时间长,给下游催化剂运行带来了安全风险,造成下游布袋堵塞、脱硫浆液中毒等危害。

如何使燃煤机组在深度调峰、低负荷运行和开停机过程中投入脱硝装置保证超低排放,满足氮氧化物排放浓度达标成为了亟待解决的问题。

二、国内外研究现状

为达到燃煤机组在低负荷运行时脱硝装置仍能投入,保证氮氧化物达标排放,国内外做了大量研究。研究方向主要集中在一是采用宽温度区间的催化剂(简称宽温催化剂),二是提高SCR反应器入口烟气温度。

(一)宽温催化剂技术。宽温催化剂是催化剂制造商对催化剂耐低温性能进行研究,开发出在低温环境下催化效果仍能满足脱硝要求的新型催化剂。宽温催化剂目前已有相应的产品在浙江温州电厂进行了试用,采用宽温催化剂的脱硝效率均不小于85%,氨逃逸率不大于3ppm,SO2/SO3转化率小于1%[1]。由于该技术在国内应用较少,成熟度较低,可靠性还有待进一步验证。

(二)SCR入口烟温提升技术。提高SCR反应器入口烟温是通过热力系统或烟气系统改造,提高机组低负荷工况下脱硝装置入口烟气温度,以满足脱硝投运要求,目前主要有省煤器烟道旁路、省煤器水旁路和增设0号高加等。

1.省煤器烟道旁路。省煤器烟道旁路是在省煤器或再热器中适当位置引一路高温烟气至脱硝SCR装置的入口,并在旁路烟道上增加调节挡板。低负荷时,打开调节挡板,一部分未参与换热的烟气直接经旁路进入SCR装置进口,以提高省煤器出口的烟气温度[2]。从目前应用的情况看,采用省煤器烟道旁路投资成本相对较低,可调温幅度一般为0～40℃,但旁路调节挡板受高温烟气的影响,长时间运行后其可靠性会变差,使系统的可靠性较低。

2.省煤器水侧旁路。省煤器水侧旁路方案是将一部分给水从进入省煤器的给水管道接出,增加一旁路到省煤器悬吊管出口集箱,从而减少参与在省煤器与烟气换热的水量,使烟气通过省煤器后,减少放热量,达到脱硝系统入口烟温要求[3]。

3.增设0号高加。该方案是在1号高加前增设0号高加,用高压缸抽汽加热给水。该方案的主要优点是:在低负荷时,可稳定提高进入低温省煤器的给水温度,减少给水在省煤器中的换热,提高烟气温度。但该方案投资成本较高,且温度提升幅度一般。

上述几种方案都是研究低负荷时如何使脱硝装置不退出,国内虽然应对机组低负荷脱硝存在多种技术,但适用于机组低负荷和启停机全时段的脱硝技术仍未存在,故开发同时满足低负荷和启停机脱硝运行条件的全时段脱硝技术迫在眉睫。

三、技术应用

(一)技术原理。采用烟道加热技术的主要技术原理为:烟道外部引入热源直接加热主烟气,使SCR入口烟道温度达到300℃以上,或将外部燃烧的燃气通过二次冷介质掺混使高温燃气降低至500℃左右再进入主烟道与主烟道内的烟气进行传热传质后,使SCR入口烟道温度达到300℃以上,从而满足脱硝投运的要求。

(二)方案选择

1.烟道电加热。该方案优点:系统简单,省去燃烧机等复杂设备,不会给原烟道内烟气增加额外烟气成分;加热温度可控性好;安全性好。缺点:加热需要的电功率巨大,浪费宝贵的电能资源;投资较大,现有的厂用电容量不足,需要新增大容量变压器及配电设施;电加热器所需空间较大,现场布置困难,且增加烟道额外阻力。

2.邻炉烟气加热。该方案优点:能耗低、安全性较好。缺点:联络烟道尺寸庞大,现场布置困难,输送烟气的风机选型困难。该方案受制于临炉的运行状态,对邻炉烟气系统的温度、压力、流量参数带来较大影响。

3.导热油/熔盐加热。该方案系统复杂,新增的烟道加热器现场难以布置,且增加烟道阻力。导热油、熔盐泄漏可能会带来污染,导热油、熔盐锅炉燃烧产生烟气也会带来污染。

4.引入外部燃烧器。该方案是用燃烧器作热源,产生的高温烟气直接掺混加热主烟道冷烟气。该方案投资小、系统简单、安全性高、能耗低。

综上分析4种方案的优劣,从经济性、安全性、可靠性上对比,选择第四种方案对章丘公司4号机组进行改造。

(三)技术方案的实施

1.方案工艺。烟道外部完成燃料燃烧,通过旁路冷烟气掺混使高温燃气降低至500～600℃左右再进入主烟道与主烟道内的烟气进行传热传质后,SCR入口烟道温度达到300℃以上。

2.试验结果

(1)省煤器出口最低温度150℃时,全时段脱硝系统投运后可使脱硝入口温度达到300摄氏度以上,整个启动过程中省煤器出口烟温最大提升幅度达150℃以上,机组在投粉前脱硝可满足投运要求;

(2)试验期间通过调整全时段脱硝系统出力,脱硝入口烟温温度升温速率达到4～6℃/min;

(3)在停机降负荷过程中,机组不投油稳燃负荷在83MW,系统能满足SCR投运条件。

四、结论

通过改造,4号机组每年能获得298万元的深度调峰补偿收益。通过系统改造减少了机组全时段(尤其是启停机阶段)的污染物排放,带来较好的环境效益。减少燃油耗量可减少其副产物对下游设备的污染,降低催化剂烧损风险,减缓燃油对下游布袋堵塞和脱硫浆液中毒等危害。减少燃油对大气的污染,也会带来较大的安全、环境及社会效益,具有极大的推广应用价值。