脱硝催化剂技术

【运维之道】锅炉烟气超洁净技术一体化研究应用

2018年09月21日 热度:481 ℃

特邀《电力设备管理》杂志推文

广东粤华发电有限责任公司#5、#6锅炉为上海锅炉厂生产的SG-1025/16.7-M313UP型300MW直流燃煤锅炉,采用钢球磨中间储仓式制粉系统,热风送粉。燃烧器为直流式四角布置切圆燃烧,每组燃烧器设有五层一次风和七层二次风喷嘴,一二次风间隔布置。一次风喷嘴分为5层,制粉乏气作为三次风燃烧器区域分两层八个喷嘴送入炉膛。2013年经通流改造,增容至330MW。

锅炉主要设计参数

表1-1  #5、#6锅炉的主要设计参数 (MCR)

煤质分析

锅炉设计燃用烟煤(贫煤),其煤质特性见表1-2。

表1-2 电厂实际燃用的燃煤分析表

为满足国家三部委、广东省、广州市的环保要求,我单位开展超低排放改造项目工作,主要改造为:

1、在锅炉烟气NOX一体化控制上:采用了低氮燃烧改造+炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝超净排放改造;

2、在SO2一体化控制上:采用了“一炉一塔”湿法脱硫改造、脱硫提效改造;

3、在锅炉粉尘一体化控制上:采用了布袋除尘+湿式除尘改造。

通过以上改造,烟气NOX、SO2、烟尘的排放浓度分别控制在50、35、5mg/Nm3以内。特别是两台330MW机组锅炉的SNCR炉内喷氨系统与尾部外置式SCR系统进行耦合,要比单纯地使用炉外SCR少布置一层催化剂,无论从投资成本还是运行成本(催化剂3年需换一次)都比纯炉外SCR技术经济。主要技术途径为通过数值模拟和优化调试,对SNCR - SCR耦合脱硝中不同部位还原剂的分配方式进行优化调整,确定不同负荷下最佳的还原剂分配方式,并与炉内燃烧系统实现耦合,使得在不同负荷下均能满足NOx排放小于50mg/Nm3、氨逃逸小于2.5mg/m3的环保要求,并能在实际生产过程中稳定运行。

“一炉一塔”,采用大肚型逆流四层喷淋空塔,采用四个侧进式搅拌器搅拌,其中湿式强制氧化、石灰石-石膏回收工艺等。在脱硫塔入口以上,底部喷淋层以下布置了托盘,实现脱硫提效。烟气经GGH侧降温后进入吸收塔,通过托盘与布置在吸收塔上部的喷淋层喷出的循环吸收浆液滴形成逆向接触吸收,吸收了烟气中有害成分的浆液被收集在塔底的反应罐体中,净化后的烟气继续向上流经布置在塔顶的除雾器(ME),净烟气中夹带的大部分液滴在ME中被除去。离开ME后的净烟气进入湿式电除尘器,进一步除去烟气中的液滴,再回到GGH的加热侧,饱和低温净烟气被加热至>80℃后经净烟气挡板进入烟囱,排向大气,避免产生“白烟”的视觉污染和对烟囱的腐蚀。改造后,烟气脱硫效率>99%。

一、成果的先进性

我单位炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝技术

在不同负荷下均能满足NOx排放小于50mg/Nm3氨逃逸小于2.5mg/m3的环保要求,相同的技术在国内甚至国际上尚属首次。

目前国内大型电站机组实现超净排放的脱硝技术主要为炉外SCR技术,一般布置3~4层催化剂。与炉外SCR技术相比,炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝技术可以少用一层催化剂,由于催化剂寿命的制约,一般3年需更换一次,所以单催化剂折损费用每年可少50~60万元。由于少装一层催化剂,所以减少了风机的出力和降低了空预器堵塞造成停炉的概率,这部分费用每年可节省30~40万元,经济效益明显。

由于炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝技术也可实现超净排放的要求,并且该技术在经济性与机组运行稳定性方面的优势,使得该技术有较强的市场竞争力。而且,对于国内某些机组,由于燃料等的影响,即使设计4层催化剂也很难实现超净排放的要求,而炉内SNCR系统结合燃烧系统的调整,也可实现40~50%左右的脱硝效率,所以炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝技术可成为单纯炉外SCR技术不能满足超净排放时的最佳替代选择。

锅炉燃烧改造采用靶向燃烧系统技术

在我厂330MW机组热风送粉中间储仓式制粉系统的UP直流锅炉燃烧改造取得较好的效果。

1、靶向燃烧采用对置丘体式水平浓淡煤粉燃烧器+淡侧大周界风设计具有以下优点:浓淡侧风速均匀,80%煤粉在浓侧,浓侧煤粉在向火侧,不仅有利于浓煤粉的及时接触高温烟气提前着火燃烧、且降低了着火热,有利于稳燃、煤种适应性、同时可降低NOx排放浓度;淡侧在背火侧搭配淡侧大周界风的设计,可以使背火侧处于较高的氧浓度范围内,有利于保护水冷壁、防止水冷壁发生高温腐蚀和超温。

2、采用二次风矢量喷口,该矢量喷口的出口截面积通过摆动机构是可调的,通过手动调节,矢量喷口的作用是当锅炉因负荷变化或煤种变化而引起风量改变时,对应调整喷口出口截面积从而改变出口风速,保证合适的二次风动量和刚性,达到最优动力场效果。

3、采用二次风小风门增加风门开度与风量线性灵敏度,可有效减少无组织漏风量,有利于低氮燃烧调整。

4、采用电动水平摆动燃尽风喷嘴(国内首创),很方便实现运行期间低氮、高效燃烧调整,同时带来了防止锅炉超温灵活和简便手段。

5、采用炉膛大风箱统一给主燃烧区二次风和燃尽风配风,确保不同负荷下主燃烧区风量和燃尽风量分配比例通过压差变化自动调整恰当比例,从而保证抑制燃烧氮氧化物生成和燃尽性。

超高效除尘技术

在锅炉粉尘一体化控制方面,我厂采用了布袋除尘+湿式除尘改造。

1、除尘效率、排放浓度:除尘效率高,可达99.93%以上,烟尘排放浓度≤5mg/m3;煤种、灰比电阻变化不影响除尘效率;对微细颗粒和重金属颗粒的脱除率较高。

2、技术结构:结构简单,便于维护;无高压供电设备,厂用电率降低。

3、适应性较好:烟尘排放不受比电阻值、进口浓度影响,对PM10和PM2.5收集效率较高;对负荷变化适应性较好,运行管理简便。可靠性高,能长期保证烟尘排放浓度≤5mg/m3。

二、主要创新点

2.1充分研究了燃烧对SNCR效率的影响

我单位#5、#6炉为带三次风的UP型直流锅炉,该炉型很明显的一个特点是热负荷不均。炉内的流场偏斜,烟气不均匀,如果燃烧控制得不好,这种不均匀性就会大大限制SNCR和SCR的效率。低氮改造后CO浓度高的区域会上升,如果SOFA距离主燃烧器过大,则CO浓度高的区域会继续上升,超过SNCR喷枪区域,经模拟计算和实际测试,目前炉内喷枪区域CO浓度不高,对SNCR效率影响不大。但是由于UP炉给粉机转速控制不力,下粉不均,如果燃烧中配风不当或SOFA上下摆动不当,均会对SNCR效率造成影响,所以运行中应严格按照低氮燃烧操作指导手册运行。

2.2成功解决了耦合脱硝还原剂分布不均匀的问题

由于#5、#6炉尺寸较大(炉宽×炉深为12.195m×13.015m),只靠布置在前墙的喷枪不能保证还原剂分布的均匀性。本项目创新性地提出并实施了长喷枪的安装。长喷枪设计为多孔,插入深度达到6.5m,通过与短枪的配合达到对全炉膛的覆盖。而且长枪喷射角度可调,通过长短枪的液气比的调节,完全可调节喷射的速度和粒径,以实现对锅炉影响的最小化及脱硝效果的最大化。长枪喷射器长期处于高温烟气中运行,为此设置了冷却水系统,为防止喷枪内循环水堵塞,采用电厂用自来水保证冷却水品质,为节约水资源,本工程设置闭式循环冷却水系统。通过该系统向长枪提供循环冷却水,每支长枪循环冷却水入口设置手动阀门,就地流量计,出口设置止回阀及就地温度计,在循环水目管的进出口设置温度变送器,当出口温度过高时引退出长枪喷射器,防止长期高温将喷枪烧坏。

试验证明长喷枪的投运是有用而且是必要的,对于解决还原剂分布不均匀的问题起到了很好的改善作用。

国内大多的的耦合脱硝项目SCR反应器布置在垂直烟道内,而且由于还原剂分布不均匀的影响应用在小炉子上效果较好,而本工程通过设计炉外SCR,将SCR反应器拉出外置,并科学合理地布置导流板等措施,实现了在SCR催化剂入口满足设计要求的分布均匀性。所以,不同于一般的SNCR/SCR耦合脱硝,根据本项目的布置形式,称之为炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝。仅布置2层催化剂,炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝就实现了不小于90%的脱硝效率,而同类型的机组要实现同样的脱硝效率,至少要布置3层甚至4层催化剂,该项目炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝也是国内第一家通过耦合脱硝达到超净排放的项目。

2.3采用靶向燃烧系统技术

1、煤粉燃烧器采用水平浓淡分离对置丘体分离装置:一次风煤粉燃烧器采用水平浓淡形式的射流形式,浓淡分离采取对置丘体式分离装置,一次风喷口加装波纹形稳燃顿体,加大烟气回流量。对置丘体式水平浓淡煤粉燃烧器+淡侧大周界风设计具有以下优点:浓淡侧风速均匀,80%煤粉在浓侧,浓侧煤粉在向火侧,不仅有利于浓煤粉的及时接触高温烟气提前着火燃烧、且降低了着火热,有利于稳燃、煤种适应性、同时可降低NOx排放浓度;淡侧在背火侧搭配淡侧大周界风的设计,可以使背火侧处于较高的氧浓度范围内,有利于保护水冷壁、防止水冷壁发生高温腐蚀和超温。

2、采用二次风矢量喷口:主燃区二次风喷口面积较改造前有所减小,主燃区二次风喷口设计为面积可调式的矢量喷口,调节方式为手动,基准风速为45m/s,通过对喷口面积的调整,喷口风速可以实现从40m/s到50m/s范围内变化。喷口风速偏高,则二次风动量大,实际切圆小;喷口风速偏小,则二次风动量小,实际切圆大。因此也可以通过对喷口面积的调整来调节过热器汽温。主燃区共有6层二次风喷口,最底层AA一层为固定面积,其余5层均为面积可调的二次风喷口。同时,最底层的二次风向上倾斜5°,用以托粉。矢量喷口的出口截面积通过摆动机构是可调的,通过手动调节,矢量喷口的作用是当锅炉因负荷变化或煤种变化而引起风量改变时,对应调整喷口出口截面积从而改变出口风速,保证合适的二次风动量和刚性,达到最优动力场效果。

3、改造二次风风门为小风门:改造之前,二次风风门流通截面积大、线性灵敏度差、开关不到位,严重影响锅炉燃烧调整。改造后的二次风风门流通截面积变小,开关到位,在热态燃烧调整过程中线性灵敏度增加,可有效减少无组织漏风量,有利于低氮燃烧调整。

4、合理布置燃烧器、燃尽风标高:本次改造对主燃区所有燃烧器和燃尽风进行重新布置,整体标高下移,对应的一次风煤粉管道也重新布置。这样可以增大还原区和燃尽区距离,降低火焰中心,不仅可以降低飞灰含碳量还可以降低NOx排放浓度。

5、燃尽风采用电动水平(国内首创)和垂直摆动执行机构,特别是燃尽风电动左右水平摆动,很容易实现运行期间低氮、高效燃烧调整,同时带来了防止锅炉超温灵活和简便手段。

6、采用炉膛大风箱统一配风给各个切角的主燃烧区二次风量和燃尽风风量,在保证锅炉燃烧氧量和负荷工况变化时,主燃烧区二次风量和燃尽风量的占有比例会根据大风箱压差变化而自动实现分配,无需人工二次调整占有比例,便于运行调整,确保主燃烧区风量和燃尽风分配比例从而保证抑制氮氧化物生成和燃尽性。

2.4超高效单塔脱硫技术

托盘的设置可以实现较高的脱硫效率、粉尘脱除率,同时降低液气比,在环保的同时实现节能的目的,并且可增强塔内的除尘效果。托盘采用孔网结构,模块化设置。

烟气进入吸收塔后,依次通过托盘、喷淋层及高效除雾器。浆液在托盘上形成持液层,部分SO2、粉尘被托盘孔网流下来的液滴所捕获沉降到吸收塔的底部进入底部浆液池。大部分SO2、微细粉尘随烟气一起通过孔网进入托盘上部的持液层,烟气高速进入持液层激起大量的液泡,形成的液膜能有效地增大烟气与浆液的传质表面积。

本工程的托盘采布置在脱硫塔入口以上,底部喷淋层以下;其材质为超级双相不锈钢2205,原理如下:

1、下降的浆液是液滴状,外层包裹了吸附的液相SO2和反应生成的HSO3-,在撞击到孔网和强制湍流后,浆滴表面饱和的液膜碎裂,烟气与内部新鲜的浆液进行接触强化吸收烟气中的 SO2。运行类似鼓泡床。

2、烟气通过模块式孔网的阻挡,曲折前进,加长了烟气运行路径,提高了烟气在塔内的停留时间,增长了反应时间,即大大加大了反应区体积。 

3、烟气通过模块式的孔网可使烟气更加均匀,防止流速过高或短流的出现,保证和浆液接触充分。

4、托盘上的持液层增加了烟气在吸收塔中的停留时间,气液得到充分接触,从而提高脱硫效率,有效降低液气比。

5、由于石灰石的溶解速率、利用率与PH值有关,PH越低石灰,石溶解速率和利用率越高。而托盘上部持液层第一时间与原烟气接触,持液层的PH比浆液池内的浆液PH低,这大大加速石灰石的溶解和提高了石灰石的利用率,从而提高脱硫效率。

2.5超高效除尘技术

1、#5、#6炉除尘器改造为全布袋形式,选择满足烟气要求的性价比较高的PPS+PTFE基布滤料作为布袋材料,布袋寿命≥35000h。此材料滤袋已在多个电厂除尘器中运用,证明是安全可靠的,其寿命和收尘效率是能够保证的。

2、布袋清灰系统的喷吹阀及电动装置采用ALSTOM的专利产品第二代脉冲喷吹阀--“OPTIPOW”活塞式脉冲喷吹阀,喷吹阀正常使用寿命不小于10万运行小时和薄膜寿命喷吹不小于100万次。

3、湿式除尘器可以去除多种污染物小颗粒以及重金属。

4、改造后烟囱进口烟尘排放浓度<5mg/Nm3。

三、可推广性

SNCR/SCR耦合烟气脱硝技术

该应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术,除了选择性催化还原技术(SCR)和选择性非催化还原技术(SNCR)之外的主要技术之一。对于中国燃煤电厂有广泛的适用性。

炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝技术是一种联体工艺,而不仅仅是SCR与SNCR工艺共用。它是在SCR工艺的基础上,结合了SCR技术高效、SNCR技术投资省的特点而发展起来的一种新颖、高效、技术成熟的SCR改进工艺。

炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝前端是SNCR装置,它利用稳定的尿素溶液减少锅炉内的NOx,尿素SNCR 产生的氨有一部分随烟气一起进入后端较小的SCR装置进一步还原NOx,使反应剂得到充分利用,并有效控制氨逃逸。

炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝工艺的另一项优点是因锅炉内已装有SNCR系统,大幅度降低了SCR装置入口的NOx浓度,从而大幅度减少了所需要的催化剂数量和SCR反应器容积,所以在以下情况下特别适用:

煤的硫含量较高、易生成ABS(NH4HSO3)堵塞物;

煤的灰份较高、易造成催化剂堵塞;

煤的酸或碱性物含量高、容易造成催化剂失效;

现场空间小、不适合安装大体积的催化剂;

负荷低(如晚间降负荷)或负荷变化多且快时、易生成ABS (NH4HSO3)堵塞物;

现场需进行大规模改造来装设大体积的催化剂;

正压炉需重新作锅炉系统平衡;

不使用危险的氨作为反应剂。

SNCR+较小尺寸的SCR=炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝

炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝不仅仅适用于已经建设SNCR脱硝装置还要进一步实现超低排放的电厂,对有高度要求的总量控制NOx排放的燃煤电厂,也可以增加排放消减量。

表3-1 烟气脱硝SCR、SNCR和炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝技术综合比较

靶向燃烧系统技术

应用于我厂330MW机组热风送粉中间储仓式制粉系统的UP直流锅炉燃烧改造取得较好的效果。它的成功应用成果可推广至同类型存在三次风的中间储仓式制粉系统的锅炉低氮燃烧技术改造中,特别是燃用烟煤锅炉,该技术会有很好利用推广空间。三次风存在风温度低、风速高、含有约15%粉量的特点,这些因素不利于充分燃烧和降氮。三次风的存在给低氮改造技术的三区(主燃区、还原区、燃尽区)空间布置带来很大难度,要使低氮燃烧改造后低氮效果和锅炉效率、安全性均能取得很好效果,不是件容易的事。

超高效单塔脱硫技术

石灰石——石膏湿法脱硫工艺技术成熟、脱硫效率高,在吸收剂供应、场地布置、水电供应等方面均具备工程实施条件且脱硫副产品石膏具有较好的利用前景。

超高效除尘技术

#5、#6炉除尘器改造为全布袋除尘器后,粉尘排放满足新标准≤5mg/Nm3的排放要求,情况如下:

#5炉除尘器:

1、#5炉布袋除尘器的除尘效率A侧除尘效率是99.92%,B侧除尘效率是99.94%,平均除尘效率是99.93%,达到除尘效率不小于99.93%的保证值要求;

2、#5炉布袋除尘器的漏风率A侧漏风率1.59%, B侧漏风率是1.60%,平均漏风率是1.595%,达到漏风率不小于2%的保证值要求;

3、#5炉湿式除尘器出口烟尘浓度(过剩空气系数为1.4时)平均烟尘浓度是1.455mg/Nm3,达到烟尘浓度不大于5mg/Nm3的保证值要求。

#6炉除尘器:

1、#6炉布袋除尘器的除尘效率A侧为99.95%,B侧为99.93%,除尘效率均达到大于99.93%的性能要求。

2、#6炉布袋除尘器的漏风率A侧为1.27%,B侧为1.28%,漏风率均达到小于2%的性能要求。

3、#6炉湿式除尘器出口烟尘浓度(过剩空气系数为1.4时)平均出口烟尘浓度为3.620mg/Nm3,达到小于5mg/Nm3的保证值要求。

四、经济社会效益

经济效益:每年产生经济效益为2857.5万元。

1、目前国内大型电站机组实现超净排放的脱硝技术主要为炉外SCR技术,一般布置3~4层催化剂。与炉外SCR技术相比,炉内SNCR耦合外置式SCR脱硝超净排放技术可以少用一层催化剂,由于催化剂寿命的制约,一般3年更换一次,所以单催化剂折损费用每年可减少50~60万元。由于少装一层催化剂,所以减少了风机出力降低和空气预热器堵塞造成停炉的概率,这部分费用每年可节省30~40万元。则节支费用约100万元/年。

4、2×330MW机组电除尘器提效改造后可以保证烟囱烟尘排放浓度≤5mg/m3且稳定可靠,保证了烟尘达标排放;两台机组每年可减少粉尘排放量约1996吨(按平均降低排放浓度145mg/m3,每年运行7000小时计算)。按2.18kg粉尘0.6元计算,两台机组约节省烟尘排污费54.9万元。

5、除尘器改造后,高压整流变取消,厂用电量减少。按运行电量统计情况看,正常运行时单台电除尘每小时供电负荷约为1000kwh,每年运行按7000小时计算,两台机组共节约厂用电1400万kwh。按上网电价0.4376元(不含税)计算,可增加利润612.6万元。

社会效益:环境质量恶化不利于经济的可持续发展,也会给公众的身心健康造成危害。本项目的实施将会大幅度降低NOx的排放、脱硫效率、粉尘污染物排放浓度,达到了最严环保标准的要求。不仅对改善当地环境空气质量、提高人民群众的生活质量有重要意义,在我国火电厂老机组开展超净排放改造方面也有相当的示范作用。 

五、实施应用情况

已在广东粤华发电有限责任公司2×1025t/h燃煤锅炉上成功应用,应用本项目成果至今,运行情况稳定,各参数达到设计指标,效果明显。(此专文摘自《电力设备管理》杂志文库,专文主创单位:广东粤华发电公司)


联系单位:中国电力设备管理协会秘书处

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