宽负荷脱硝技术探讨.doc

宽负荷脱硝技术探讨摘要：电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，介绍了现有的宽负荷脱硝技术，论述了各自的原理及优缺陷，给出了宽负荷脱硝改造的技术方案选取建议。关键词：电站锅炉；超低排放；宽负荷脱硝；省煤器分级DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2023.09.0541引言以煤为主的能源结构并且通过直接燃烧的方式加以运用是导致我国大气污染的重要因素之一。因此，为了保障空气质量，必须采用先进的污染物治理技术并执行更为严格的排放标准。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2023-2023年）》中明确规定，燃煤机组必须保证满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达成排放规定，其中，氮氧化物（以NO2计）排放浓度不高于50mg/Nm3。在关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的告知（发改价格[2023]2835号）中明确规定，对验收合格并符合超低排放规定的燃煤发电公司给予适当的上网电价支持，加价电量与实现超低排放的时间比率挂钩，其中，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准。综上，国家是从排放标准及鼓励政策两方面来引导全负荷脱硝的实现[1-2]。目前应用较为广泛的烟气脱硝技术为选择性催化还原法（SCR）。为满足SCR催化剂的温度窗口，设计时一般规定SCR入口烟气温度高于320℃。实际运营过程中，由于锅炉负荷受电网控制，无法长期高负荷运营，部分锅炉运营在50%负荷以下时，SCR入口烟温低于320℃，使得SCR无法正常运营，导致NOX排放浓度超低、催化剂失活、氨逃逸增长等。因此，有必要采用宽负荷脱硝技术来满足NOX排放规定，实现最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达成排放规定。2宽负荷脱硝技术宽负荷脱硝技术重要分为低温催化剂和锅炉侧改造。低温催化剂重要是通过拓宽脱硝催化剂温度窗口，使其可以在低负荷烟温条件下保证脱硝效率。然而，燃煤电站锅炉低温SCR催化剂技术目前暂无工程应用。锅炉侧改造重要是通过对锅炉烟风、汽水系统（含省煤器）进行改造，以提高锅炉低负荷时SCR入口烟温，实现正常脱硝。其中，锅炉侧改造的重要技术有：省煤器旁路（烟气或水旁路）、省煤器分隔、给水加热、省煤器分级等，且均有工程应用[4，5]。2.1省煤器旁路省煤器旁路是在省煤器烟气或给水侧设立旁路，用于减少低负荷时省煤器的吸热量，提高SCR入口烟温。2.1.1省煤器烟气旁路低负荷时，将省煤器入口的部分高温烟气经旁路直接引入省煤器出口烟道，提高SCR入口烟温。该技术的优点是系统简朴、投资成本低，但也存在明显的缺陷，即低负荷运营时会使省煤器吸热量减少，导致空预器排烟温度上升，减低锅炉效率。此外，烟气旁路技术对旁路烟道挡板门的性能规定较高，机组高负荷撤出旁路时，由于省煤器进口烟温能达成500℃以上，旁路调节挡板在高温下极易变形，产生内漏，同样会使排烟温度升高，影响锅炉经济性。同时，在满负荷时挡板若内漏量大，也许会使省煤器出口烟温达成400℃以上，从而使催化剂烧结开始发生，并且烧结的过程是不可逆的，导致催化剂活性减少。因此烟气旁路存在一定的技术风险。2.1.2省煤器给水旁路低负荷时，将省煤器入口的部分给水经旁路引入省煤器出口或锅炉下降管，通过调节旁路水量控制省煤器换热量，提高SCR入口烟温。该技术的优点是系统简朴、投资成本低，但由于低负荷时省煤器出口烟温很低，如仍需保证省煤器出口烟温，则势必增大旁路水流量，将会产生省煤器中介质超温，使省煤器出口水温的欠焓达不到机组安全运营规定。此外，本方案与烟气旁路同样将导致排烟温度的上升，影响机组的经济性。目前国内尚未见成功应用案例，因此不建议采用此方案。2.2省煤器分隔省煤器分隔技术是将原有省煤器烟道用隔板分隔为多个内置独立通道，并分别设立烟道挡板。低负荷时，通过调节烟道挡板门，减少省煤器换热量，提高SCR入口烟温。该技术的优点是投资成本低，可以满足温升需求，但因挡板门为高温高灰运营，对其可靠性规定较高，此外，因烟道分隔，吹灰存在一定难度，且该技术同样会导致锅炉效率的减少。2.3给水加热给水加热技术是通过抽取蒸汽或其他热源加热省煤器入口给水，减少省煤器传热温差来减少换热量，进而提高省煤器出口烟温。2.3.1炉水循环炉水循环是设立炉水循环回路，抽取炉水加热省煤器给水。低负荷时，将部分炉水引入省煤器入口，提高省煤器进口水温，减少省煤器换热量，提高SCR入口烟温。该技术系统简朴，调节灵活，但重要用于在汽包炉炉水泵裕量较大的情况，且同样会导致锅炉效率的减少。2.3.2零号高加零号高加技术是在回热系统的1号高加前增设一零号高加。低负荷时，投入零号高加提高给水温度，减少省煤器换热量，进而提高省煤器出口烟温。零号高加会减少汽机热耗，但系统较为复杂，且同样存在锅炉效率减少的问题。2.4省煤器分级省煤器分级