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火电厂脱硝之SCR宽负荷脱硝技术浅析

文章出处:张熙阳TAG标签:技术(26)脱硝(9)之(5)火电厂(3)SCR(3)脱硫(6)浅析(2)宽(1)负荷(1) 人气:发表时间:2020-03-22 07:20:25

    如果要了解火电厂脱硝之SCR宽负荷脱硝技术浅析,其实讲的主要内容是火电厂,脱硝,之,SCR,宽,负荷,技术,浅析,脱硫,,环保必须要达标,脱硫脱硝作为废气治理的一大难点最近被人们重视,脱硫脱硝技术也逐渐走入人们的视线,火电厂从环境治理初期就是废气治理的难点,为适应火电机组灵活性改造要求,机组需在超低
脱硫脱硝作为废气治理的一大难点最近被人们重视,脱硫脱硝技术也逐渐走入人们的视线,火电厂从环境治理初期就是废气治理的难点,为适应火电机组灵活性改造要求,机组需在超低负荷下安全稳定运行,其中低负荷脱硝改造是重要组成部分。分析了以往燃煤机组SCR脱硝系统低负荷下退出的原因,介绍了宽负荷脱硝改造方案,其主要包括:提高SCR入口烟温技术,使用宽温度范围催化剂和采用碱性吸附剂脱除烟气中SO3技术。
1 SCR脱硝低负荷退出原因
 
SCR脱硝装置正常投运要求烟气温度保持在最低投运温度 (简称 MOT) 以上,通常约为 300℃。最低投运温度,即一定 NH3和SO3浓度下的烟气在催化剂孔隙中开始凝结硫酸氢铵 (

ABS) 的温度。文献指出,烟温低于 ABS露点温度时,液态 ABS进入催化剂微孔中遮蔽活性表面,限制脱硝反应进行 (见图 1)。文献认为,烟气中 SO3、 NH3 以及水分等浓度,共同决定铵盐露点,进而影响MOT。文献强调, SCR应避免在 MOT以下运行,防止 ABS导致催化剂孔隙堵塞。文献ABS 形成、分解过程复杂,影响因素较多。文献推导出 NH3、 SO3浓度和脱硝装置最低投运温度之间的关系,其中 NH3与 SO3在烟气中的分压与脱硝装置最低投运温度正相关,且呈一定的指数函数关系。 ABS 冷凝温度与 NH3、 SO3浓度关系的实验结果目前仍存在差异,但均认为 ABS冷凝温度与二者成正比关系(见图 2)。
 
可见,烟气中ABS析出是SCR低负荷投运的主要限制因素,该问题的根本解决需降低 NH3与 SO3的浓度积 (NH3与SO3在烟气中的量均以体积分数10– 6表示 )。
 
 
2 SCR宽负荷脱硝技术
原理上降低 MOT应降低 NH3与 SO3的浓度积,但目前常规技术仍采用提高 SCR入口烟气温度以适应催化剂的方法,主要包括:
 
(1)省煤器烟气旁路;
 
(2)省煤器给水旁路;
 
(3)省煤器分级改造;
 
(4)设置 0 号高压加热器(高加);
 
(5)烟道燃烧器技术。另外,非常规技术包括使用宽温度范围催化剂和采用碱性吸附剂脱除SO3技术等。
 
2.1 提高SCR入口烟温技术
 
(1)省煤器烟气旁路方案。设置烟气内部或外部旁路,部分烟气直接进入 SCR 后,烟气温度可提高约 0℃。采用内部旁路使省煤器换热面积减少,高负荷时经济性较差,但可通过在SCR和空气预热器(空预器)之间增加低温换热器予以解决。外部旁路的挡板长期面临高温烟气冲刷,

有调节失灵停炉的风险,需重点防范。
 
(2)省煤器给水旁路和热水再循环。在省煤器入口设置调节阀和旁路管道,通过调节给水量
 
改变烟温,调节幅度一般为10~15 ℃。热水再循环是为进一步提高调节量,在省煤器出口至下部水冷壁入口下降管上引出再循环管路,加压后引入给水管路。调节范围达到 20~50℃,缺点是对锅炉效率有一定影响。
 
(3)省煤器分级改造。将部分省煤器拆除移至 SCR下游,给水优良入下游受热面再进入省煤器。北仑电厂2号 600MW机组改造后, 50%负荷SCR入口烟温达到315 ℃,满负荷时低于400 ℃。沙角电厂将该方案与烟气旁路方案相结合,在快速提高烟温的同时保证了锅炉效率[20]。文献通过热力计算,比较烟气旁路、给水旁路和分级改造,得出分级改造为最优, 50% 负荷时SCR入口烟温可达到320 ℃。问题是改造成本较高,工期较长,改造后烟温无法调节且提升幅度受限于满负荷烟温。
 
(4)增设零号高压加热器(高加)。在高加后增加1个外置蒸汽加热器,一般是由汽轮机三段抽汽对省煤器给水加热,相当于0号高加。上海外高桥第三发电厂在增加0号高加后,给水温度升高38.5 ℃ 时,烟气温度升高16 ℃。文献建议增设低温省煤器解决机组经济性的问题。为解决0号高加投资大、工期长等问题,蒸汽喷射器技术利用屏式过热器出口蒸汽引射汽轮机1 级回热抽汽,使混合蒸汽进入新增 0 号高加以加热给水 。但其多针对 50% 以上负荷 , 在 负荷更低时,还需对加热系统进行相应改进和优化。
 
(5)烟道燃烧器技术。在尾部烟道增设燃烧器,通过燃烧天然气等燃料来提高烟气温度,烟温提升效果明显,但停机改造工期较长,投资大且运行成本较高。美国 BGS 电厂320MW 机组改造后, 180 MW 负荷下正常投运,脱硝入口烟温达到335 ℃。
 
2.2 宽温度范围催化剂
 
文献制备促进ABS低温分解的复合催化剂(以TiO2 和 TiSi为载体), 将 ABS 分解温度降至150~200 ℃, 在275 ℃ 含水含硫气氛中进行试验, 20h 后催化剂活性仍能保持 85%。文献以溶胶–凝胶法制备 TiO2 催化剂, 在 250~400 ℃ 内脱硝效率可保证 80%,但未考虑 ABS 的影响。宽温度范围催化剂技术多处于实验室阶段,未见工业化应用案例。
 
2.3 碱性吸附剂 SO3 脱除技术
 
通过注射碱性吸附剂降低烟气 SO3 浓度,技术原理为通过向锅炉或烟道之中注射碱性吸附剂脱除烟气中的 O3,生成的固体盐类颗粒物通过除尘设备脱除,吸附剂注射形式分为干粉注射和浆液注射,可协同脱除 HCl

、 Hg、 As 和 SO2等,从根本上降低 MOT(见图 3)。该方法还有消除烟囱蓝羽、治理空预器堵塞、缓解设备腐蚀和减少脱硫废水量的额外收益。 MOT与 SO3浓度关系如图 4 所示。由图4可见, 当SO3体积分数降至 5×10-6 以下时, MOT可显著降低。2008—2009年,美国多家电厂在碱性干粉或浆液的吸附剂注射试验,实现SO3高脱除率的同时,未见催化剂和空预器的异常。
 
 
目前, Gibson 电厂5台机组脱除 O3的注射点全部改造至SCR 入口。 2010 年,美国 Wansley 电厂 1073MW 机组的SCR入口SO3 体积分数从 22×10-6 降至 7×10-6 后, MOT由308 ℃ 降至289 ℃。文献 研究 SO3 浓度、低负荷时间对催化剂活性的影响机理,结果如图 5 所示。由图 5 可见, SO3体积分数脱除至 3×10-6 后,催化剂在 260 ℃ 下维持70h后仍能保持60% 的活性,图中纵坐标为一定温度下催化剂活性 (Kt) 与382℃ 下催化剂活性(K382 ℃) 的比值。
 
 
3 SCR 宽负荷脱硝改造的技术经济性分析
 
以某300MW 亚临界机组为例,从改造投资、工期、效果等方面对比上述各宽负荷脱硝改造方案,结果如表1所示。分析认为对于老旧机组,应采用烟道旁路改造,即以较小投入的方案获取最佳环保收益;如改造空间和钢结构负载有限,应避免省煤器分级改造方案;如原脱硝流场不均匀,采用烟道旁路方案更应慎重,避免烟气混合不均造成的催化剂烧结;如电厂在钢厂或焦化厂周边,可考虑应用烟道燃烧器方案,开展利用高炉或焦炉煤气做燃料的尝试,以替代天然气,有效降低成本;碱性吸附剂脱除SO3技术降低MOT的案例主要集中在国外,且多在近几年完成,长期附剂脱除SO3技术在国内则尚处于起步阶段,除技术外还需考虑电厂周边碱粉资源情况,以保证SO3脱除的经济性;另外,在脱除SO3的同时应有效控制氨逃逸,才能确保 MOT降低效果。
 
 
4 未来如何去做
 
未来煤电机组将更多发挥调峰作用,承担更多碳减排责任。目前,实施火电灵活性改造和推动储能技术发展,将成为我国兑现巴黎协定承诺的主要手段。宽负荷脱硝技术作为火电灵活性改造重要组成部分,推动其高质量发展意义重大。本文在分析 SCR 脱硝系统低负荷退出运行的原因时,对各项宽负荷脱硝技术进行分析,得出以下结论和建议:
 
(1) SC 低负荷退出温度取决于最低投运温度,该温度由烟气中硫酸氢铵的冷凝温度所决定,主要影响因素是 NH3和SO3浓度,并与二者正相关。根本解决低负荷退出的技术手段为降低烟气中 NH3和 SO3浓度。
 
(2)确定宽负荷脱硝方案的原则应为“因厂制宜,因机制宜” ,根据电厂的实际情况确定相应的改造方案。考虑经济性,可选择烟道旁路、省煤器旁路和零号高加技术;考虑后期维护量小,可采用省煤器分级改造技术;燃料成本较低时,可采用尾部燃烧器技术。
 
(3)国内应加快开展宽温度范围 SCR 脱硝催化剂研究 , 同时着力开发碱性吸附剂 脱除SO3技术,推进其工业化应用。使用宽温度范围催化剂,可免除针对宽负荷脱硝的改造工程;碱性吸附剂脱 SO3技术在拓宽SC 最佳运行负荷.
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