電站燃煤鍋爐全負(fù)荷SCR 脫硝控制技術(shù)探討

黃文靜，戴蘇峰，艾春美，康志宏

(1．上海電力股份有限公司閔行發(fā)電廠 工程部，上海 200245;

2．上海電力股份有限公司 工程部，200010 上海)

0 前言

根據(jù)中國(guó)環(huán)境監(jiān)測(cè)總站提供的數(shù)據(jù)，2011 年我國(guó)NOx 排放總量為2 404．3 萬(wàn)t［1］，其中電力行業(yè)的NOx 排放占45%，占各種燃燒裝置NOx 排放總量的一半以上，而電力行業(yè)排放的NOx80%以上由燃煤鍋爐排放［2］。因此，我國(guó)新頒布的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》GB13223—2011，明確規(guī)定新建燃煤火力發(fā)電鍋爐NOx(以NO2計(jì))排放濃度必須低于100 mg/m3［3］，達(dá)到了國(guó)際先進(jìn)或領(lǐng)先水平，降低NOx 排放的任務(wù)非常緊迫。

目前控制NOx 最成熟的技術(shù)是選擇性催化還原(SCR)技術(shù)，在我國(guó)煙氣脫硝技術(shù)中占有重要地位。國(guó)內(nèi)燃煤機(jī)組都參與調(diào)峰，經(jīng)常低負(fù)荷運(yùn)行，SCR 反應(yīng)器入口煙溫經(jīng)常會(huì)低于SCR 催化劑的最佳反應(yīng)溫度窗口，難以滿(mǎn)足全負(fù)荷下低NOx 排放的要求。國(guó)外對(duì)于少數(shù)低溫高硫的煙氣通常采用增設(shè)省煤器旁路、利用高溫?zé)煔饧訜岬姆椒?，但在?guó)內(nèi)大部分燃煤機(jī)組都有頻繁低負(fù)荷長(zhǎng)期運(yùn)行的要求，采用省煤器旁路，增加了煤耗，也容易造成系統(tǒng)的積灰，因此對(duì)低溫催化劑的研發(fā)成為今年國(guó)內(nèi)的研發(fā)熱點(diǎn)［4－5］。

1 全負(fù)荷SCR 脫硝控制現(xiàn)狀

控制NOx 排放的技術(shù)包括低氮燃燒技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)。目前普遍采用的低氮燃燒技術(shù)主要有:低氮燃燒器、燃料分級(jí)燃燒技術(shù)、空氣分級(jí)燃燒技術(shù)等。應(yīng)用在電站燃煤鍋爐上的成熟的煙氣脫硝技術(shù)主要有選擇性催化還原法(SCR)、選擇性非催化還原法(SNCR)以及SNCR/SCR 混合煙氣脫硝技術(shù)［4－6］。

目前，我國(guó)火電行業(yè)已形成以低氮燃燒和煙氣脫硝相結(jié)合的技術(shù)路線。截至2010 年底，我國(guó)已投運(yùn)的煙氣脫硝機(jī)組約81675MW，占全國(guó)煤電機(jī)組容量的12．47%。截至2011 年3 月底，全國(guó)已投運(yùn)的煙氣脫硝容量達(dá)96885MW，其中采用SCR 工藝的占93． 31%，采用SNCR 工藝的占6． 28%，采用SNCR 與SCR 組合工藝的占0． 41%［7－8］?！笆晃濉逼陂g新建燃煤機(jī)組全部采用了先進(jìn)的低氮燃燒技術(shù)，煙氣脫硝關(guān)鍵技術(shù)和設(shè)備國(guó)產(chǎn)化等方面均取得了重要進(jìn)展。

催化劑是SCR 脫硝系統(tǒng)的核心部件，其性能對(duì)脫硝效果有直接影響。而煙氣溫度對(duì)反應(yīng)速度和催化劑的反應(yīng)活性及壽命有決定作用，是影響SCR 脫硝效率的重要因素之一。目前國(guó)內(nèi)燃煤電站常用的SCR 催化劑為中溫催化劑，正?；钚詼囟葏^(qū)間一般為320 ～400℃。鍋爐省煤器和空預(yù)器之間的煙氣溫度與這個(gè)溫度范圍接近，因此，國(guó)內(nèi)燃煤電站SCR脫硝裝置一般布置在鍋爐省煤器和空預(yù)器之間。SCR 催化劑最佳反應(yīng)溫度窗口為340 ～380℃，入口煙溫在360 ～380℃以下時(shí)，SCR 反應(yīng)效率隨著溫度的提高而提高，相應(yīng)的氨逃逸率則逐漸降低。如圖1 所示為NH3/NOx 摩爾比一定時(shí)，不同煙氣溫度下的SCR 反應(yīng)效率［9－11］。

當(dāng)煙氣溫度低于催化劑的適用溫度范圍下限時(shí)，在催化劑上會(huì)發(fā)生副反應(yīng)，NH3與SO3和H2O 反應(yīng)生成(NH4)2SO4或NH4HSO4，減少與NOx 的反應(yīng)，降低脫硝效率，生成物附著在催化劑表面，堵塞催化劑通道或微孔，降低催化劑的活性，同時(shí)局部堵塞還會(huì)造成催化劑的磨損。另外，如果煙氣溫度高于催化劑的適用溫度，會(huì)導(dǎo)致催化劑通道和微孔發(fā)生變形，有效通道和面積減少，從而使催化劑失活，縮短催化劑的使用壽命。典型燃煤鍋爐煙氣SCR脫硝工藝流程為:鍋爐→省煤器→脫硝反應(yīng)器→空預(yù)器→除塵脫硫裝置→引風(fēng)機(jī)→煙囪。

圖1 SCR 反應(yīng)效率與煙溫的關(guān)系曲線

圖2 典型火電廠煙氣SCR 脫硝系統(tǒng)流程圖

圖2 為典型火電廠煙氣SCR 脫硝系統(tǒng)流程圖:

在我國(guó)，絕大多數(shù)燃煤機(jī)組參與電網(wǎng)調(diào)度，因此在實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中，尤其是非用電高峰時(shí)，機(jī)組常常不能滿(mǎn)負(fù)荷運(yùn)行，甚至運(yùn)行于50%以下的負(fù)荷區(qū)間。雖然機(jī)組在滿(mǎn)負(fù)荷運(yùn)行時(shí)省煤器出口溫度大于350℃，但在中、低負(fù)荷下的SCR 反應(yīng)器入口煙溫經(jīng)常會(huì)低于SCR 催化劑的最佳反應(yīng)溫度窗口，此時(shí)氨氣將與煙氣中的三氧化硫反應(yīng)生成銨鹽，造成催化劑堵塞和磨損，降低催化劑的活性，使SCR 脫硝系統(tǒng)無(wú)法正常運(yùn)轉(zhuǎn)，難以滿(mǎn)足全負(fù)荷下低NOx 排放的要求［11］。

針對(duì)鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)SCR 入口煙溫過(guò)低而導(dǎo)致SCR 脫硝系統(tǒng)無(wú)法投運(yùn)，國(guó)內(nèi)多家環(huán)保工程公司及發(fā)電單位致力于開(kāi)發(fā)適用于電站燃煤鍋爐全負(fù)荷運(yùn)行的SCR 脫硝低NOx 排放控制技術(shù)，主要分為SCR 入口煙溫優(yōu)化調(diào)整和開(kāi)發(fā)高效寬溫度窗口SCR脫硝催化劑。

1．1 省煤器給水旁路

如圖3 所示，本方案中省煤器給水入口處分為主流水量和旁路水量，主流水量進(jìn)入省煤器中吸熱升溫，旁路水量則繞過(guò)省煤器，最終兩者在省煤器出口混合。SCR 反應(yīng)器入口煙溫是通過(guò)調(diào)整旁路水量和主流水量的比例來(lái)調(diào)節(jié)的。

經(jīng)計(jì)算表明，由于水側(cè)換熱系數(shù)遠(yuǎn)大于煙氣側(cè)換熱系數(shù)(約83 倍)，經(jīng)過(guò)給水旁路的調(diào)節(jié)，SCR 反應(yīng)器入口煙溫有一定提升，但煙溫提升幅度較小。隨著旁路水流量的增加，進(jìn)入省煤器的主流水量減少，省煤器出口水溫升高，嚴(yán)重時(shí)會(huì)在省煤器出口產(chǎn)生汽化現(xiàn)象，使省煤器無(wú)法正常運(yùn)行甚至燒壞。盡管省煤器出口水溫變化很大，但是總的省煤器出口混合水溫降低不多，對(duì)鍋爐主要參數(shù)的影響不大。排煙溫度則隨著SCR 反應(yīng)器入口煙溫的提高而不斷提高，排煙損失增加，影響鍋爐效率［12］。由于給水旁路調(diào)節(jié)對(duì)于省煤器傳熱系數(shù)的影響較小，盡管省煤器吸熱量有所變化，但是從熱平衡的角度來(lái)看，煙氣放熱量變化不明顯，導(dǎo)致需要調(diào)節(jié)大量的旁路給水才能提高一定溫度的SCR 反應(yīng)器入口煙溫。因此，認(rèn)為省煤器給水旁路調(diào)節(jié)方案的SCR 反應(yīng)器入口煙溫調(diào)節(jié)特性較差。

圖3 省煤器給水旁路示意圖

圖4 省煤器內(nèi)部煙道旁路示意圖

圖5 省煤器外部煙道旁路示意圖

1．2 省煤器內(nèi)部煙氣旁路方案

本方案設(shè)計(jì)在省煤器所在煙道區(qū)域，減少相應(yīng)的省煤器面積，使內(nèi)部旁路煙道和省煤器并列布置。如圖4 所示，內(nèi)部旁路煙道出口處設(shè)置煙氣擋板，通過(guò)調(diào)節(jié)旁路煙氣擋板的開(kāi)度來(lái)控制內(nèi)旁路煙氣和省煤器出口煙氣的混合比例，從而達(dá)到調(diào)節(jié)SCR 反應(yīng)器入口煙溫的目的。

此方案因省煤器面積減少，省煤器出口煙溫具有自我提升作用，在旁路全關(guān)的情況下，排煙溫度依然有所提升，這對(duì)高負(fù)荷運(yùn)行不需要調(diào)節(jié)SCR 反應(yīng)器入口煙溫時(shí)的經(jīng)濟(jì)性是不利的［12］。

1．3 省煤器外部煙氣旁路

圖5 為省煤器外部煙氣旁路示意圖。在省煤器入口與省煤器出口這段煙道區(qū)域外部設(shè)置旁路煙道，外部旁路煙道出口處設(shè)置旁路煙氣擋板，通過(guò)調(diào)節(jié)旁路煙氣擋板的開(kāi)度來(lái)調(diào)節(jié)外旁路煙氣和省煤器出口煙氣的混合比例，進(jìn)而達(dá)到調(diào)節(jié)SCR 反應(yīng)器入口煙溫的目的。

與省煤器內(nèi)部煙氣旁路方案相比，不考慮因省煤器面積減少帶來(lái)的省煤器出口煙溫的自我提升，兩種方案中同樣的煙氣份額下，煙溫調(diào)節(jié)能力很接近。但是內(nèi)部煙氣旁路具有抬升煙溫的作用，因此，省煤器外部煙氣旁路的煙溫調(diào)節(jié)能力更占優(yōu)勢(shì)［12］。

增加省煤器旁路將引起如下問(wèn)題:

(1)旁路運(yùn)行時(shí)降低鍋爐效率，增加煤耗及熱損失;

(2)增加旁路煙道及擋板，增加脫硝系統(tǒng)投資和運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，旁路擋板可能積灰阻塞，影響系統(tǒng)運(yùn)行;

(3)省煤器旁路將造成進(jìn)入SCR 系統(tǒng)煙氣流場(chǎng)紊亂，降低總的脫硝效率;

(4)該旁路需在鍋爐包覆開(kāi)孔，對(duì)鍋爐煙溫和煙氣量都提出新要求，對(duì)鍋爐性能及熱平衡均有一定影響。

1．4 提高鍋爐給水溫度

提高鍋爐給水溫度技術(shù)主要是通過(guò)各種手段來(lái)提高進(jìn)入省煤器的鍋爐給水溫度，從而減少給水在省煤器的吸熱，提高省煤器出口即SCR 脫硝反應(yīng)器入口煙氣溫度［13］。

該技術(shù)在電廠中應(yīng)用較多，如外高橋第三發(fā)電廠研發(fā)的“彈性回?zé)峒夹g(shù)”，通過(guò)增加汽輪機(jī)低負(fù)荷抽汽以提高此時(shí)的鍋爐給水溫度，確保低負(fù)荷下SCR 的進(jìn)口煙溫高于限值。該技術(shù)在2010 年底外三機(jī)組檢修期間安裝到位并完成了調(diào)試，成功投運(yùn)，使這臺(tái)機(jī)組的脫硝系統(tǒng)在2011 年至2013 年的投運(yùn)率上升至近100%。

1．5 省煤器分級(jí)技術(shù)

在低負(fù)荷下，因省煤器出口煙溫較低，不能滿(mǎn)足脫硝裝置的投運(yùn)要求。在此情況下，考慮將脫硝裝置的煙氣抽取點(diǎn)由原來(lái)的省煤器出口改為省煤器管組間抽取，以提高進(jìn)入脫硝裝置的煙氣溫度，即省煤器需要進(jìn)行分級(jí)改造，將部分受熱面移至脫硝裝置后，這樣既可滿(mǎn)足脫硝裝置的運(yùn)行煙溫要求，又不至于使排煙溫度升高，降低鍋爐熱效率。為確定省煤器受熱面的分級(jí)比例，需對(duì)省煤器分級(jí)改造方案進(jìn)行熱力計(jì)算。

國(guó)電浙江北侖第一發(fā)電有限公司通過(guò)省煤器受熱面的分級(jí)改造，將進(jìn)入SCR 的煙氣溫度提高約22℃，在額定負(fù)荷時(shí)進(jìn)入脫硝設(shè)備的煙溫為382℃，最大負(fù)荷時(shí)煙溫不超過(guò)400℃，在50%負(fù)荷時(shí)進(jìn)入脫硝設(shè)備的煙溫為324℃。既可滿(mǎn)足脫硝設(shè)備對(duì)煙氣溫度的要求，又不會(huì)造成排煙溫度上升、鍋爐效率降低。改造后氣溫、噴水量等鍋爐總體性能基本維持原狀。脫硝設(shè)備在各負(fù)荷下均能投運(yùn)。

1．6 寬溫度窗口SCR 脫硝催化劑

開(kāi)發(fā)適用于更低溫度的脫硝催化劑是目前SCR脫硝的一個(gè)重要課題，目前國(guó)內(nèi)部分高校及環(huán)?？蒲性核谶M(jìn)行寬溫度窗口SCR 脫硝催化劑的研發(fā)［14］。中國(guó)礦業(yè)大學(xué)的郭鳳［15］等人以溶膠—凝膠法制備TiO2為載體的催化劑活性溫度窗口為250 ～400℃，脫硝轉(zhuǎn)化率最高達(dá)到理論值80%;南開(kāi)大學(xué)已在實(shí)驗(yàn)室里實(shí)現(xiàn)了催化劑在260℃以下長(zhǎng)時(shí)間安全連續(xù)運(yùn)行［16］;中國(guó)科學(xué)院過(guò)程工程研究所的科研團(tuán)隊(duì)的寬工作溫度煙氣脫硝催化劑項(xiàng)目得到了國(guó)家“863”計(jì)劃重點(diǎn)項(xiàng)目的支持;國(guó)電集團(tuán)正在進(jìn)行降低催化劑起活溫度和催化劑活性溫度窗口范圍延展等方面的研究。

然而目前國(guó)內(nèi)對(duì)寬溫度窗口SCR 催化劑的研究工作還停留在實(shí)驗(yàn)室小試階段，尚沒(méi)有進(jìn)行大規(guī)模的商業(yè)應(yīng)用，或者反應(yīng)時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，或者成本太高，無(wú)法滿(mǎn)足當(dāng)前電站燃煤鍋爐進(jìn)行煙氣脫硝的迫切需求。

2 結(jié)論

針對(duì)SCR 脫硝的機(jī)組在低負(fù)荷情況下無(wú)法投運(yùn)的問(wèn)題，國(guó)內(nèi)已有的解決辦法有增加省煤器旁路煙道、提高鍋爐給水溫度以及研發(fā)寬溫度窗口SCR催化劑。以上技術(shù)雖然能一定程度地解決目前低負(fù)荷SCR 脫硝系統(tǒng)無(wú)法正常運(yùn)轉(zhuǎn)的問(wèn)題，但省煤器旁路運(yùn)行時(shí)會(huì)降低鍋爐效率，增加煤耗及熱損失，犧牲一定的經(jīng)濟(jì)性;而寬溫度窗口催化劑的研究尚在實(shí)驗(yàn)室小試階段，無(wú)法滿(mǎn)足當(dāng)前電站燃煤鍋爐進(jìn)行煙氣脫硝的迫切需求。在保證鍋爐效率的前提下，實(shí)現(xiàn)機(jī)組全負(fù)荷下的低NOx 排放，是一項(xiàng)重要課題。

我國(guó)對(duì)NOx 的控制研究起步較晚，對(duì)各種低NOx 排放控制技術(shù)使用時(shí)間不長(zhǎng)，火電廠應(yīng)能根據(jù)自身實(shí)際狀況，制定可行的全負(fù)荷低NOx 控制方案。對(duì)此，筆者提出以下建議:

(1)綜合考慮電力企業(yè)的承受能力，結(jié)合實(shí)際，對(duì)不同鍋爐所處位置區(qū)別對(duì)待，對(duì)新老機(jī)組區(qū)別對(duì)待，重點(diǎn)突出，以有限投入獲得最佳環(huán)保效益。

(2)通過(guò)鍋爐受熱面布置的優(yōu)化設(shè)計(jì)，主要是理論計(jì)算與分析不同負(fù)荷下低NOx 燃燒爐內(nèi)煙溫特性與鍋爐受熱面換熱特性間的耦合關(guān)系，完成適合全負(fù)荷低NOx 排放的鍋爐整體布置方案設(shè)計(jì)，確保在全負(fù)荷工況下滿(mǎn)足鍋爐主、再熱氣溫的匹配以及SCR 入口煙溫的需求。確保鍋爐全負(fù)荷運(yùn)行工況下滿(mǎn)足合適的SCR 煙溫。

(3)以現(xiàn)有低氮空氣燃燒系統(tǒng)為基礎(chǔ)，有針對(duì)性地開(kāi)展全負(fù)荷低氮燃燒優(yōu)化工作。通過(guò)調(diào)整一、二次風(fēng)、燃盡風(fēng)風(fēng)量及燃燒器噴嘴擺動(dòng)，優(yōu)化不同條件下?tīng)t內(nèi)化學(xué)當(dāng)量比分布，在降低NOx 排放濃度的同時(shí)進(jìn)一步提升低負(fù)荷條件下?tīng)t膛出口煙溫，為SCR 設(shè)備運(yùn)行提供合適的工作條件。

(4)研究燃料量、一次風(fēng)量、二次風(fēng)量等參數(shù)和運(yùn)行方式改變對(duì)鍋爐出口NOx 含量及鍋爐效率的影響，實(shí)現(xiàn)鍋爐在頻繁變負(fù)荷下的低氮燃燒和SCR脫硝協(xié)調(diào)控制，在滿(mǎn)足污染物控制排放要求的前提下，實(shí)現(xiàn)噴氨量和鍋爐效率的優(yōu)化控制。

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