脱硝催化剂技术

脱硝改造的探索和实践

2018年09月14日 热度:892 ℃

摘要:烟气温度是烟气脱硝系统的重要变量,锅炉的低负荷运行容易造成烟气温度的不达标。本文针对此情况对脱硝系统进行了调试,对省煤器进行改进,采用添加省煤器隔板提高低负荷运行时的烟气温度,保证脱硝过程的稳定运行,结合本厂的具体情况来验证此种改进方法的可行性。结果表明,通过添加隔板和控制烟气挡板的开度可以实现低负荷下的脱硝系统的稳定运行。此结果对于宽负荷脱硝的改造具有一定的参考和指导意义。

1引言

目前我国的用电主要来自火电厂,煤的燃烧会释放烟尘、SO2、NOx等物质,严重危害大气资源。《“十二五”节能减排综合性工作方案》要求新建燃煤机组全部安装脱硝设施,单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。因此,对燃煤电厂实行脱硝改造与排放治理已刻不容缓。目前,电厂常采用的脱硝技术是SCR(选择性催化还原)技术,主要的脱硝原理如式(1)。

(1)

NOx在氨的作用下被还原为对环境没有危害的N2,实现了烟气脱硝过程,此过程在催化剂上进行,反应过程中催化剂具有适宜的温度,当温度低于适宜温度时,SO2会在催化剂的作用下氧化成SO3,进而与氨生成铵盐,主要是硫酸铵和硫酸氢铵,副反应不仅会消耗氨,并且形成的铵盐会在催化剂表面进行附着、堵塞,造成催化剂活性下降,因此,需要对SCR进气温度进行调控。

锅炉的低负荷运行时,会造成烟气温度的下降,此时的SCR进气温度低于催化剂的适宜温度,因此,需要对整个系统进行改造、调试。本文结合厂区的脱硝系统,对省煤器进行改造,添加煤器隔板,通过调节省煤器挡板的开度来实现SCR进气温度的调节。

2设备现运行情况

淮南田家庵发电厂(原淮南发电厂)始建于1941年,原中压站8台中压机组于1993年初停运开始进行拆除技改。技改二期工程建设的1×300MW燃煤发电机组即#6发电机组,于2004年10月开工建设,2005年11月投运,同步建设脱硫装置。

锅炉完成低氮燃烧器改造,安装SCR烟气脱硝装置,脱硝还原剂为尿素热解,6号锅炉脱硝以尿素作为脱硝还原剂,锅炉采用“选择性催化还原法(SCR)高含尘脱硝工艺”,省煤器出口NOx浓度400mg/Nm3,实施SCR烟气脱硝后,最终将NOx排放控制在100mg/Nm3内,SCR脱硝效率不小于80%。

投运脱硝系统时烟气温度300-400℃,当机组负荷小于180MW、催化剂的型式采用蜂窝式,催化剂进口温度低于305℃时,脱硝系统退出运行,催化剂能满足烟气温度不高于420℃的情况下长期运行。

田家庵电厂6号机组锅炉及其附属设备由上海锅炉厂有限公司制造,采用亚临界压力、一次中间再热、控制循环汽包炉。单炉膛?型露天布置,平衡通风,四角同心反切圆燃烧、摆动燃烧器调温,固态机械排渣,全钢架、悬吊式、炉顶带金属防雨罩,锅炉的具体参数见表1.

田家庵电厂6号机组锅炉的设计运行数据见表2,

改造前,电站省煤器出口烟气温度(SCR进口烟气温度)在锅炉满负荷或者高负荷的运行情况下(70%左右)均可满足设计要求,即T=305~420℃。目前,由于火力电力市场的需求量变低、煤种较劣、质量变化较大等原因,锅炉的运行负荷受到了限制,一般在设计负荷的50%下运行时,省煤器的出口烟气温度就低于305℃,影响SCR系统的稳定运行。

研究显示50%THA工况下运行时,烟气的温度低于305℃,脱硝系统受到影响,因此,对脱硝系统进行宽负荷改造十分有必要。

3宽负荷脱硝改造方案

实现上述情况的改造,主要途径分为两种:系统中填充低温还原催化剂和提升烟气的温度,由于低温情况下,SO2会对系统催化剂的活性带来影响,并且适用于大型燃煤机组的低温脱硝催化剂还处于研究阶段。因此,一般采用提升烟气的温度实现宽负荷脱硝的改造。

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