燃煤电厂低负荷脱硝性能提升技术综述

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燃煤电厂低负荷脱硝性能提升技术综述
摘要:目前,火电站低负荷运作成为了常态。

如何保证SCR脱硝设备在低负
荷标准下的高效平稳运作,是一个值得讨论的难题。

尽管省煤器分离、省煤器水
旁路、省煤器烟气旁路、尾端烟道加温和SO3除去等技术能够减少低负荷工况下
的脱硝特性,却也会带来一些不良影响。

因而,迫切需要开发成本低、高稳定性
的低负荷脱硝技术。

关键词:燃煤电厂;低负荷;脱硝性能;提升技术
1机组深度调峰投运SCR脱硝的技术路线
1.1烟气侧调温旁路
烟气旁路的要关键在温态启动前期和低负荷工况下运作。

依据主烟道的调整,调整隔板的开度,适度调整主烟道的阻力,依据旁路烟道的调整隔板调整旁路里
的烟气流量,操控混和烟气的温度。

高负荷运转中,关掉膈膜即可。

旁路烟气的
提取有多种选择,如省煤器进口、低温锅筒进口和参数较强的上游烟气。

烟气的
排气方位越高,旁路的烟气温度越高,烟气旁路调整SCR进口烟气温度的能力越强,受影响的炉鼓越多。

侧烟气温度操控旁路带来的问题是SCR进口烟气温度误
差大。

1.2省煤器水侧旁路
在省煤器水侧旁路计划中,应在省煤器进口炉墙前设定调节阀和软管,将部
分给水短路,直接引至省煤器水落管出口。

在过热器投入锅炉汽包曾经,应下降
省煤器给水的吸热量,以到达省煤器出口的烟气温度。

在选择省煤器水旁路计划时,应考虑下列不利影响:1)省煤器供给的水量削减,工质未充足低温,省煤器
运作情况下可能发生气穴,影响省煤器的安全运转;2)省煤器削减传热、排烟温
度和锅炉功率;3)由于省煤器传热阻力的要害是烟气侧,水侧流量的转变对导热
系数影响不大,可调烟气温度范畴有限。

该计划适用于SCR进口烟温升高低(10之内)的机组,不适用以烟温升高强的机组。

1.3省煤器的分级布置
除去原省煤器的下游部分,在晶闸管后边提高一定面积的省煤器传热面;给水被引入SCR反应器后边的省煤器,随后进到SCR反应器前边的省煤器。

削减SCR反应器前省煤器的吸热量和SCR进口的烟气温度。

1.4回热抽汽和补充给水
蒸气被泵注高压加热器,高压加热器在机组低负荷时投入运作。

主蒸汽喷射压力用以回热抽汽,其混和蒸气进到帮忙加热器加温给水,从而加温给水温度。

可大起伏下降1g/(kwh)的企业耗煤率和SCR设备进口烟温。

1.5省煤器开水再循环
在省煤器给水旁路体系上,装置省煤器开水再循环,以进一步削减省煤器的吸热量和脱硝设备进口的烟气温度。

优势:1)改造所需空间小,现场施工量小;
2)改造周期短,投资成本低;3)体系简易,可动态调整SCR进口烟气温度;4)当锅炉SCR进口的烟气温度在高负荷下符合要求时,体系能够关机,以维持锅炉的总体功率不变。

缺陷:低负荷时锅炉功率削减。

2烟温提升技术
2.1省煤器分割
分段省煤器的工作原理是由锅炉省煤器炉墙分为二级,第一级布局在SCR设备的前边,第一级布局在SCR设备的后边。

在省煤器水旁路方案中,应设置一个调节阀和一根软管
锅炉水循环是指从外界提取一定温度的蒸气,并把提取的蒸气引进给水。

当SCR烟气温度无法满足SCR运作规定时,投入抽汽和给水温度以降低省煤器从烟
气中吸收的热量,随后减少省煤器出口烟气温度。

因为给水温度的原因,该方案
存有排烟温度和锅炉热效减少等难题。

2.4省煤器烟气旁路
针对省煤器的烟气旁路,应在省煤器某一位置的烟道上打孔,将一部分未与
省煤器充足传热的烟气与省煤器出口烟气混和在SCR烟道中,以控制烟气温度。

在具体运行时,省煤器烟气旁路方案能够显著提高烟气温度,但会影响脱硝系统
原有的势流。

同时省煤器的传热降低,还会减少锅炉的热效。

2.5尾端烟道加温
在一些气源丰富的电厂,在省煤器出口增强了燃气加热装置,运用天然气的
燃烧热加温省煤器出口的烟气。

该技术能够有效控制省煤器出口烟气温度,但存
有三个问题:a)添加天然气会提升脱硝系统的运行成本;b)在天然气燃烧不完全
的前提下,第4章将影响后续CEMS(烟气排出持续监测系统)感应器和脱硫脱硝设
备的正常运转;c)可能造成流动特点和温度遍布不均匀,从而影响系统脱硝效率
的潜在难题。

2.6乳白色硫酸的分析与对策
硫酸呈乳白色的主要原因是硫酸中溶解了大量铁离子(fe2+、fe3+)。

其主
要成分为硫酸铁[fe2(SO4)3]和硫酸亚铁(FeSO4)。

由于浓硫酸对硫酸铁和硫
酸亚铁的溶解度很小,过量的硫酸铁将以细胶体颗粒的形式悬浮在浓硫酸溶液中。

由于硫酸铁的不稳定性,很容易与容器壁(铁)反应形成硫酸亚铁,这使浓硫酸
的透明度变差,并呈现白色“乳液”。

一般情况下,制酸系统重启后,98%酸的
透明度会恶化,这是由于启动和停机期间设备腐蚀产生的酸泥造成的。

稳定生产3~4天后,酸的透明度将逐渐提高。

生产中的对策:① 措施:停车后,不允许
空气或烟气(尾气管道倒串)进入干式吸收转化系统;② 严格控制干燥塔后SO2
气体的含水量不超过0.1 g/nm3(如发现换热器内冷凝酸增加,检查干燥塔后部
是否漏气至风机,硫酸浓度是否在技术范围内,除雾器是否正常),防止设备腐蚀;③ 从热交换器排出的冷凝酸不得倒入干洗系统;④ 定期更换成品酸槽,或
添加氮气保护以防止外部空气进入并造成管壁腐蚀,或添加空气干燥器。

3宽温催化剂
从有关介绍看得出,传统的基于锅炉和辅助系统改造的烟气加温技术可以在
一定程度上处理低负荷工况下烟气脱硝效率低的难题,却也存有锅炉热效低、耗
能强的难题。

假如SCR脱硝能在低负荷范围内稳定运作,就不必须改造锅炉侧。

因而,开发适用于250 ~ 450温度范畴的催化剂也是处理低负荷SCR脱硝难
题的重要方向之一。

目前,运用最广泛的SCR脱硝催化剂关键基于V2O5-WO3/TiO2体系。

当温度
小于320时,催化剂活力差,造成低负荷下脱硝效率低,NOx排放超标。

在目前
的V2O5-WO3/TiO2体系中,能通过添加衔接金属元素如MnOx、FeOx、CuO、CeO2
或稀土氧化物氧化物来提升催化活性。

宽温催化剂的选择既要处理低温下催化剂
活性的难题,又要克服so3转换率高和生成硫酸铵的难题。

目前只有少数电厂应
用宽温催化剂开展精煤烟气脱硝。

如温州热电厂采用浙江大学研发的宽温催化剂,可平稳脱硝负载至少35%,出口氨浓度控制在310-6g/m3之内。

但总体来说,宽
温催化剂还处在开发探寻阶段,应用案例少,运行时间短。

其技术可行性必须工
程实践来验证。

4So3去除技术
在低负荷下,硫酸铵的生成也是影响脱硝系统稳定运行的关键因素。

在实际
工作上,降低了脱硝系统中so3的浓度,降低了硫酸铵的生成,从而提高了脱硝
系统的运行稳定性:
Na2CO3(s)+SO3(g)→Na2SO4(s)+CO2(g)
SO3(g)+Na2SO3(s)→Na2SO4(s)+SO2(g)
碱吸附剂喷射位置包含SCR脱硝入口烟道、SCR脱硝出口烟道、除尘器入口
烟道等。

根据SO3去除技术,脱硝系统中SO3含量最高可减少85%以上,系统中
硫酸铵的产生量也大大减少,可有效减轻因硫酸铵的存在导致的催化剂通道和空
预器阻塞。

结论
对于机组低负荷下NOx排放超标的难题,联系实际运行数据,详细分析了影响尿素热脱硝效率的可能原因和要素。

与机组无法完成低氧氮燃烧、低负荷下尿素雾化、与烟尘混和效果差、炉内床温低相关。

本文给出了实际的对策和调节改造的方位。

参考文献:
[1]黄碧斌,张运洲,王彩霞.中国“十四五”新能源发展研判及需要关注的问题[J].中国电力,2020.
[2]李玲,刘鑫屏.新能源大规模并网条件下火电机组深度调峰控制策略优化[J].中国电力,2020,053(001):155-61.
[3]杨玉环,侯致福,任继德.新型SNCR烟气脱硝工艺在300MWCFB锅炉的应用[J].电站系统工程,2015,031(001):47-9.。

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