脱硝催化剂技术

【科技前沿】燃煤电厂低负荷脱硝研究进展

2019年01月29日 热度:16 ℃

在国内火电机组长期低负荷运行的背景下,适当提高烟气温度,降低氮氧化物的排放是实现超低排放的重要措施。本文对目前主要的低负荷脱硝技术进行了系统总结,并简要分析了其优缺点。烟气旁路、省煤器分级、给水旁路和零号高加等改造技术均能有效提升电厂低负荷工况下的脱硝效率。其中,零号高加技术可提升机组效率,达到节能和环保的结合。

氮氧化物是导致酸雨和光化学烟雾的重要因素,过量排放会对大气环境造成严重污染。中国是世界上氮氧化物排放大国,而电力行业又是其最主要的排放来源之一。近年来,国家对火电厂氮氧化物排放的限制日趋严格,并为之制定了超低排放标准,要求其排放浓度不得高于50mg/m3。鉴于此国内大多数火电组均进行了脱硝改造,其中SCR(选择性催化还原技术)是最成熟、应用最广的脱硝技术,其原理是利用氨等还原剂在催化剂作用下与烟气中的氮氧化物反应生成氮气和水。

SCR脱硝催化剂的活性温度一般为320℃~420℃,当机组降负荷运行时,脱硝反应器进口的烟气温度会降低,当其低于320℃时脱硝反应效率会大幅下降,甚至整个SCR系统会被迫退出运行。近年来,国内火电机组长期处于低负荷运行,如何提高烟气温度,降低氮氧化物的排放成为了亟待解决的问题。本文对目前主要的低负荷脱硝技术进行了系统总结,并简要分析了其优缺点。

1 系统介绍

典型的锅炉尾部烟道系统流程来自炉膛的高温烟气首先经过省煤器,加热来自回热系统的锅炉给水,然后进入SCR脱硝反应器,在催化剂的作用下将氮氧化物转化脱除。当机组低负荷运行时,锅炉排烟温度降低,为了提高SCR入口的烟气温度,只能减少烟气在省煤器中的换热量,其解决方案大致可分为烟气侧方案和水侧方案两类。

2 烟气侧方案

烟气侧改造方案的原理是通过对锅炉尾部烟道系统进行改造,减少烟气在原省煤器中的换热量,从而提高SCR入口烟气的温度,确保脱硝效率。

2.1 烟气旁路

烟气旁路技术的简要系统流程在锅炉出口到省煤器入口部分的烟道处设置旁路,引部分高温烟气直接到SCR脱硝反应器入口烟道,与经过省煤器降温的烟气混合以提高温度。当机组降负荷烟气温度过低时,控制烟道旁路挡板开度就可以将烟温提高到适宜的温度。

该工艺的优点在于流程简单,提升烟气温度效果明显,投资成本较低。然而,由于高温烟气和锅炉给水的换热量降低,会在一定程度上降低锅炉效率(约0.5%~1.0%),引起系统煤耗的增加。此外,旁路烟道的挡板可能会发生泄漏,导致机组在较高负荷时SCR入口处烟气温度过高。

2.2 省煤器分级

该工艺的优点在于基本不影响锅炉尾部的热力分配,可以在提高SCR入口烟气温度的同时,不降低锅炉效率。技术需对省煤器1的换热进行精确计算,确保其额定负荷下出口烟温不超过SCR反应器的承受能力。技术的主要缺点是工作量大,对改造现场的空间要求较高,投资成本大。

3 水侧方案

水侧改造方案的原理是通过对锅炉给水系统进行必要的改造,减少烟气在省煤器中的换热量,间接地提高SCR入口烟气的温度。

3.1 给水旁路

给水旁路改造技术的简要流程在省煤器的给水管道上设置旁路,部分给水经旁路直接进入省煤器之后,与省煤器出口的给水混合后进入锅炉。该技术的优点在于系统相对简单,投资成本较低,改造工程量小。然而,由于给水在省煤器中得到的热量被降低,其温度下降会导致锅炉效率的降低和煤耗的增加。此外,由于进入省煤器的给水减少,在其局部换热区域可能发生给水汽化的现象,存在一定的安全隐患。

3.2 零号高加

零号高加改造技术旨在提高机组低负荷工况下给水的温度,其技术流程在回热系统与省煤器之间的给水管道上增设一级“零号高压加热器(即零号高加)”,该加热器从汽轮机侧引高品质抽汽加热锅炉给水,降低其在省煤器中的吸热量,从而提高SCR入口烟气温度。该技术在整体上可以提高机组的热效率,降低发电煤耗。其主要缺点在于投资成本较高,而且涉及到对汽轮机高压蒸汽管道的改造,存在一定的难度和风险。

4 结语

综上所述,烟气旁路、省煤器分级、给水旁路和零号高加等改造技术均能有效提升电厂低负荷工况下的脱硝效率。其中,烟气旁路和给水旁路技术会导致锅炉热效率的下降,增大机组煤耗;省煤器分级技术对机组效率无显著影响;零号高加技术可提升机组效率。

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