摘要:為了解決寬負(fù)荷脫硝技術(shù)升溫幅度有限、改造成本高的問題,對(duì)當(dāng)前的寬負(fù)荷脫硝技術(shù)進(jìn)行研究,提出了一種全負(fù)荷脫硝技術(shù)方案,并將該技術(shù)應(yīng)用于300MW機(jī)組和600MW機(jī)組。結(jié)果表明,該技術(shù)可有效提高SCR入口煙氣溫度,改造費(fèi)用較低;系統(tǒng)投運(yùn)后,可提高SCR入口煙氣溫度至310℃以上,實(shí)現(xiàn)SCR脫硝系統(tǒng)的全負(fù)荷工況運(yùn)行。
關(guān)鍵詞:寬負(fù)荷脫硝;改造成本;SCR入口煙溫
按照GB13223—2011火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)的要求,“十二五”期間,國(guó)內(nèi)所有大中型火電廠都將完成脫硝改造。截至2018年,國(guó)內(nèi)絕大部分大中型火電機(jī)組已經(jīng)完成脫硝超低排放改造。近年來,隨著風(fēng)電、太陽(yáng)能等清潔能源的陸續(xù)推廣以及國(guó)內(nèi)大型水電站的投運(yùn),根據(jù)國(guó)家政策及行業(yè)要求,火力發(fā)電行業(yè)須配合各類清潔能源發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行,在必要時(shí)段參與調(diào)峰運(yùn)行,國(guó)家及地方政策給予一定的調(diào)峰補(bǔ)貼費(fèi)用。但機(jī)組運(yùn)行參數(shù)偏低對(duì)機(jī)組,尤其是脫硝系統(tǒng)的運(yùn)行產(chǎn)生了重要影響。
目前,國(guó)內(nèi)大部分火電廠選擇采用選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),但由于SCR催化劑自身的微孔結(jié)構(gòu),當(dāng)?shù)陀谠O(shè)計(jì)運(yùn)行溫度值時(shí),煙氣中的NH4HSO4由氣態(tài)凝結(jié)為液態(tài),易發(fā)生催化劑的NH4HSO4中毒問題。由于機(jī)組長(zhǎng)時(shí)間參與調(diào)峰運(yùn)行,SCR入口的煙氣溫度偏低,導(dǎo)致出現(xiàn)催化劑NH4HSO4中毒,催化劑活性降低,SCR脫硝效率降低,脫硝系統(tǒng)用氨量增加、氨逃逸率上升的問題。同時(shí),在火電廠運(yùn)行時(shí),要求脫硝系統(tǒng)在并網(wǎng)時(shí)即投入運(yùn)行,這無疑對(duì)煙氣溫度提出了更高的要求。
對(duì)此,國(guó)內(nèi)外的專家學(xué)者提出了多種寬負(fù)荷脫硝技術(shù),但都有利弊,也無法有效滿足全負(fù)荷范圍內(nèi)脫硝系統(tǒng)的運(yùn)行要求。鑒于此,筆者針對(duì)當(dāng)前的寬負(fù)荷脫硝技術(shù)展開研究,提出了一種全負(fù)荷脫硝技術(shù),并對(duì)該技術(shù)在300MW機(jī)組和600MW機(jī)組的應(yīng)用效果進(jìn)行了分析。
1技術(shù)現(xiàn)狀
1.1省煤器煙氣旁路
在尾部煙道處新增一路煙道旁路,煙道旁路入口接在省煤器入口,出口接在SCR的煙道入口。煙道旁路上設(shè)置有擋板門,負(fù)荷較高時(shí),擋板門關(guān)閉;負(fù)荷較低時(shí),擋板門開啟,省煤器入口的高溫?zé)煔馀cSCR煙道入口的低溫?zé)煔饣旌希瑥亩岣逽CR入口的煙氣溫度,滿足低負(fù)荷時(shí)SCR催化劑的運(yùn)行溫度要求。但受省煤器進(jìn)口煙氣溫度的限制,該技術(shù)僅能提高SCR入口煙氣溫度0~20℃,溫度提升幅度有限。
1.2省煤器給水旁路
在省煤器給水管道上新增一路給水旁路,給水旁路連接在省煤器進(jìn)口集箱前、省煤器出口集箱后的給水管道上。給水旁路上設(shè)置調(diào)節(jié)閥門,負(fù)荷較高時(shí),調(diào)節(jié)閥門關(guān)閉;負(fù)荷較低時(shí),調(diào)節(jié)閥門開啟,部分給水流經(jīng)旁路管道,減少省煤器內(nèi)的給水流量,從而減少省煤器內(nèi)的換熱量,提高省煤器出口煙氣溫度,滿足低負(fù)荷時(shí)SCR催化劑的運(yùn)行溫度要求。但該技術(shù)的溫度提升幅度有限,僅能提高SCR入口煙氣溫度0~10℃。
1.3省煤器分級(jí)
減小原省煤器的部分面積,并在SCR反應(yīng)器后增設(shè)一級(jí)省煤器,總體保持省煤器的吸熱量不變。在低負(fù)荷給水時(shí),SCR反應(yīng)器前省煤器的面積減小,其吸熱量減少,省煤器出口煙氣溫度提高,滿足低負(fù)荷時(shí)SCR催化劑的運(yùn)行溫度要求。但該方案涉及省煤器和集箱的改造,改造費(fèi)用很高,同時(shí)高負(fù)荷時(shí)有可能出現(xiàn)SCR入口煙氣溫度超溫的問題。
1.4“0”號(hào)高加技術(shù)
系統(tǒng)新增1臺(tái)高壓加熱器,在汽輪機(jī)高壓缸上增加1個(gè)新的抽汽口,高壓加熱器的水側(cè)與給水管道連接。當(dāng)負(fù)荷較低時(shí),高壓加熱器啟用,通過新增的抽汽加熱流經(jīng)高壓加熱器的給水,從而提高給水溫度,降低省煤器內(nèi)給水與煙氣的傳熱溫差,減少省煤器的換熱量,提高省煤器出口煙氣溫度,滿足低負(fù)荷時(shí)SCR催化劑的運(yùn)行溫度要求。但該技術(shù)的溫度提升幅度有限,僅能提高SCR入口煙氣溫度0~10℃。同時(shí),由于新增設(shè)備為高壓容器,改造費(fèi)用較高。
1.5給水再循環(huán)技術(shù)
系統(tǒng)新增給水再循環(huán)管路,通過新增的爐水循環(huán)泵,將下降管的高溫爐水送至省煤器入口的給水管道中。當(dāng)負(fù)荷較低時(shí),給水再循環(huán)系統(tǒng)啟用,通過高溫爐水與省煤器的給水混合,提高省煤器進(jìn)口的給水溫度,降低省煤器內(nèi)給水與煙氣的傳熱溫差,減少省煤器的換熱量,提高省煤器出口的煙氣溫度,滿足低負(fù)荷時(shí)SCR催化劑的運(yùn)行溫度要求。使用該技術(shù)提升SCR入口煙氣溫度0~15℃,同時(shí)改造費(fèi)用較高。
1.6全負(fù)荷脫硝改造技術(shù)
以上技術(shù)只能在一定程度上擴(kuò)大SCR脫硝催化劑的運(yùn)行負(fù)荷范圍,無法滿足全負(fù)荷工況下的運(yùn)行要求。因此,筆者提出了一種改進(jìn)的全負(fù)荷脫硝改造技術(shù),即全負(fù)荷脫硝旁路煙道技術(shù)。系統(tǒng)新增一組旁路煙道,旁路煙道進(jìn)口連接在轉(zhuǎn)向室后的豎井煙道上、低溫過熱器或低溫再熱器前,旁路煙道出口連接在省煤器出口的主煙道上,旁路煙道上設(shè)置有調(diào)節(jié)擋板,省煤器出口的主煙道上裝有調(diào)溫?zé)煔鈸醢?,如圖1所示。
圖1全負(fù)荷脫硝旁路煙道技術(shù)
當(dāng)負(fù)荷較低時(shí),旁路煙道上的調(diào)節(jié)擋板開啟,轉(zhuǎn)向室的高溫?zé)煔馀c省煤器出口的煙氣混合,從而提高了SCR入口的煙氣溫度,滿足低負(fù)荷時(shí)SCR催化劑的運(yùn)行溫度要求。通過旁路煙道上的調(diào)節(jié)擋板以及省煤器出口主煙道上調(diào)溫?zé)煔鈸醢宓南嗷ヅ浜?,該技術(shù)的溫度提升幅度達(dá)到50℃以上,可以滿足鍋爐在全負(fù)荷工況下的SCR運(yùn)行要求,同時(shí),該方案的改造費(fèi)用很低。
2應(yīng)用效果及分析
2.1機(jī)組概況
A電廠5號(hào)機(jī)組裝機(jī)容量600MW,該機(jī)組所用鍋爐為東方鍋爐廠制造的自然循環(huán)鍋爐,鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量為2070t/h,過熱蒸汽出口溫度為541℃,再熱蒸汽流量為1768.2t/h。燃燒器為旋流式、前后墻對(duì)沖布置,機(jī)組煙道布置為雙通道煙道,并設(shè)置有調(diào)節(jié)擋板。
B電廠2號(hào)機(jī)組裝機(jī)容量300MW,該機(jī)組所用鍋爐為哈爾濱鍋爐廠制造的自然循環(huán)鍋爐,鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量為1025t/h,過熱蒸汽出口溫度為540℃,再熱蒸汽流量為866.9t/h。燃燒器為四角切圓布置,機(jī)組煙道布置為單通道煙道。
2臺(tái)鍋爐SCR脫硝設(shè)施運(yùn)行存在以下問題:脫硝催化劑有使用溫度要求,一般在300~410℃溫度范圍內(nèi)。當(dāng)機(jī)組負(fù)荷較高時(shí),脫硝裝置進(jìn)口煙溫正好在催化劑正常運(yùn)行范圍;當(dāng)機(jī)組負(fù)荷較低時(shí),脫硝裝置進(jìn)口煙溫較低,低于催化劑的正常使用溫度。這將致使電廠在低負(fù)荷時(shí)只能將脫硝裝置解列運(yùn)行,從而煙氣NOx排放的質(zhì)量濃度高于50mg/Nm3,給環(huán)境帶來不利的影響。
2.2改造前SCR入口煙氣溫度
改造前2臺(tái)鍋爐的SCR入口煙氣溫度如圖2所示。當(dāng)鍋爐負(fù)荷率低于35%時(shí),SCR入口煙氣溫度均低于催化劑運(yùn)行允許溫度300℃。
圖2改造前SCR入口煙氣溫度
2.3改造后SCR入口煙氣溫度
改造后,SCR入口煙氣溫度顯著提高,如圖3所示。
圖3改造后SCR入口煙氣溫度
表1摻燒污泥凈化前后入口煙氣對(duì)比
綜上所述,當(dāng)摻燒比為5.54%時(shí),垃圾焚燒廠污泥協(xié)同焚燒對(duì)煙氣污染物的排放影響較小,總體可控,原有煙氣凈化系統(tǒng)脫酸反應(yīng)塔增設(shè)頂部堿液脫酸系統(tǒng)作為應(yīng)急脫酸單元,滿足酸性氣體的處理要求。
3結(jié)語(yǔ)
a)生活垃圾焚燒廠污泥干化及協(xié)同焚燒的應(yīng)用,能夠利用現(xiàn)有的焚燒系統(tǒng)、汽輪機(jī)抽汽系統(tǒng)、污水處理系統(tǒng)、煙氣處理系統(tǒng)、除塵除臭系統(tǒng)等,實(shí)現(xiàn)對(duì)市政污泥的無害化、減量化和資源化處理。
b)設(shè)計(jì)污泥干化至含水率40%,摻燒比為5.54%。在此前提下,污泥熱值與生活垃圾熱值接近,不影響焚燒系統(tǒng)運(yùn)行效果;污泥在儲(chǔ)存、干化、運(yùn)輸過程中產(chǎn)生的臭氣和粉塵經(jīng)尾氣處理或機(jī)械排風(fēng)引至垃圾池并焚燒處理,防止臭氣和粉塵外溢;采用水平刮板輸送機(jī)和大傾角刮板輸送機(jī)等上料至焚燒爐進(jìn)料斗的干污泥輸送及投料方式,自動(dòng)化程度較高,生活垃圾能夠充分混合;當(dāng)摻燒比為5.54%時(shí),垃圾焚燒廠污泥協(xié)同焚燒對(duì)煙氣污染物排放的影響較小,總體可控。