一種全新的全工況脫硝系統(tǒng)在1000MW機組上的應用方案研究

摘要：文章通過對國內(nèi)的幾種低負荷、全工況下選擇性催化還原脫硝在1000MW機組上的應用進行比較分析，提出了一種全工況高效脫硝的選擇性催化還原脫硝系統(tǒng)方案，該脫硝系統(tǒng)能夠?qū)崿F(xiàn)從鍋爐點火初期到機組并網(wǎng)及并網(wǎng)后低負荷的全工況高效脫硝，為進行全工況脫硝技術研究人員提供借鑒。

關鍵詞：選擇性催化還原脫硝；低負荷；全工況脫硝；催化劑；旁路 文獻標識碼：A

中圖分類號：X701 文章編號：1009-2374（2016）36-0102-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.36.051

為控制氮氧化物排放，國家氮氧化物排放政策標準日趨嚴格，能夠?qū)崿F(xiàn)全工況下的脫硝來降低NOX的排放成為了各火力發(fā)電企業(yè)追求的目標。因此加快研究從鍋爐點火初期到機組并網(wǎng)以及在低負荷的情況下的全工況運行，進一步減少氮氧化物的排放，成為了從事脫硝技術人員研究的方向。

目前，國內(nèi)火力發(fā)電廠廣泛采用SCR（選擇性催化還原法）控制NOX的排放。選擇性催化還原法（SCR法）工藝，是一種干法脫硝工藝，反應器采用高飛灰布置方式，位于省煤器與空預器之間。用液態(tài)純氨作還原劑，與煙氣中的NOX在催化劑的作用下進行反應生成氮氣和水，以此來降低煙氣中的NOX排放。

其主要反應方程式為：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

6NO2+8NH3→7N2+12H2O

NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O或者2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O

附加反應方程式為：

SO2+1/2O2=SO3

2NH3+SO3+H2O=（NH4）2SO4

NH3+SO3+H2O=NH4HSO4

現(xiàn)以某電廠1000MW機組鍋爐為對沖燃燒、π型布置鍋爐，額定蒸發(fā)量為2880t/h，其不同負荷下設計的煙溫參數(shù)如下：

由設計的煙氣溫度可知，該電廠在40%THA工況下，SCR入口溫度為334℃，該電廠采用了O號高加技術，脫硝系統(tǒng)退出的最低負荷大約為30%THA。在點火開始到30%THA工況之間，脫硝系統(tǒng)無法投入運行，不能滿足從鍋爐點火初期到機組并網(wǎng)NOX達標排放的要求。

該機組SCR反應器布置在省煤器與空預器之間的高含塵區(qū)域，SCR反應器位于鍋爐下游的煙道上，氨噴射格柵位于反應器上游的煙道上，因此在反應器入口處，通過導流板能使氨氣/空氣混合氣體在煙氣中均勻分布。在反應器中，氨與煙氣中的NOX發(fā)生反應，生成氮氣和水，然后煙氣進入空預器進行熱交換后進入除

塵器。

一臺爐鍋配有兩個反應器。每個反應器中催化劑為1+2（備用）布置，初始催化劑體積為933m3/反應器。催化劑類型為蜂窩式。催化劑由1mm厚、間距7.6mm的催化劑元件組成。催化劑元件包含支撐板，在其上涂有表面有活性催化劑成分的二氧化鈦載體。在每層催化劑上方裝有催化劑測試片及其支架，可定期取出催化劑測試片進行試驗測試，用來判斷催化劑的運行情況。

為了防止煙氣的飛灰在催化劑上沉積，堵塞催化劑孔道，每臺爐設一套吹灰系統(tǒng)。在每層催化劑上安裝了吹灰器，采用聲波吹灰器。吹灰器的數(shù)量和布置能將催化劑中的積灰盡可能多地吹掃干凈，盡可能避免因死角而造成催化劑失效導致脫硝效率的下降。

氨儲存和蒸發(fā)系統(tǒng)為脫硝系統(tǒng)提供氨氣，氨耗量隨進口NOX值由氨流量控制閥來控制。氨氣進入混合器后與稀釋空氣混合，比例為19∶1，避免混合氣體發(fā)生

爆炸。

氨氣在混合器和管道中與空氣混合后，進入氨分配總管。氨/空氣噴射系統(tǒng)包括供應支管，噴嘴格柵和噴嘴。每個供應管道上都裝有手動節(jié)流閥和流量孔板，通過調(diào)節(jié)可獲得氨氣在煙氣中更均勻的分布。根據(jù)煙道中煙氣取樣分析得出NH3和NOX的分布值，以此來調(diào)節(jié)節(jié)流閥。氨噴射格柵安裝在反應器前的豎直煙道中。氨噴射格柵包括格柵管和噴嘴。根據(jù)NOX濃度分布調(diào)節(jié)各個噴嘴的氨氣/空氣混合氣體流量。

由于催化劑的溫度條件限制，SCR系統(tǒng)廣泛采用高溫催化劑，反應溫度區(qū)間為320℃～420℃，而且脫硝裝置的進口煙氣溫度隨鍋爐負荷變化而變化。當反應器入口溫度低于320℃，必須退出SCR脫硝系統(tǒng)，因此現(xiàn)階段的SCR脫硝系統(tǒng)的設計無法滿足火電廠在任何工況時，都必須達標排放的要求。必須對現(xiàn)有SCR脫硝裝置的設計進行改進，使其能夠在全負荷區(qū)間達到脫硝投入的各項要求，在任何工況內(nèi)實現(xiàn)氮氧化物的達標排放。

現(xiàn)階段脫硝裝置是否可以投入，主要取決于SCR入口的煙氣溫度，采用選擇性催化還原法控制NOX的排放，SCR系統(tǒng)廣泛采用高溫催化劑，反應溫度區(qū)間為320℃～420℃，所以需要實現(xiàn)點火開始的全負荷脫硝，必須保證在點火開始，SCR入口煙氣溫度始終在320℃～420℃。

如何保證點火開始到30%THA工況之間SCR入口煙氣溫度達到320℃是能否實現(xiàn)全負荷脫硝的關鍵。目前各電廠均有不同的改造方案，通過了解各電廠的實際運行情況，分析是否能夠滿足全負荷脫硝，因此目前具備可行性的技術如下，即設置旁路煙道、設置省煤器旁路、省煤器分級改造、回熱抽汽補充給水加熱改造，燃氣補燃方案。

第一，設置旁路煙道。在省煤器進口位置的煙道上開孔，抽一部分煙氣至SCR接口處（為提高混合效果，也可以在尾部后煙道低溫過熱器管屏中、下層之間抽高溫煙氣），設置煙氣擋板，增加部分鋼結(jié)構(gòu)和支吊架。在低負荷時，通過抽取較高溫煙氣與省煤器出口過來的煙氣混合，使低負荷時SCR入口處煙氣溫度達到320℃以上。旁路煙道上需要加裝膨脹節(jié)、電動關斷擋板、調(diào)節(jié)擋板進行調(diào)節(jié)煙氣流量及溫度。通過調(diào)節(jié)擋板調(diào)節(jié)煙氣流量可使較低負荷下催化劑工作于最佳反應溫度范圍。

第二，設置省煤器旁路。在省煤器進口集箱以前設置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水短路，直接引至下降管，減少給水在省煤器中的吸熱量，以達到提高省煤器出口煙溫的目的。此方案在機組50%負荷左右基本可行，省煤器后煙氣溫度可達到320℃，但在更低負荷的時候，需要旁路的給水量太大，在省煤器中介質(zhì)可能會產(chǎn)生超溫現(xiàn)象，威脅到機組的安全性。旁路量不太大時也有可能發(fā)生汽水兩相混合不均情況。此外，也會導致排煙溫度升高10℃～30℃，影響機組經(jīng)濟性（熱效率可能降低0.5%～1.5%）。

第三，省煤器分級設置。將原有省煤器靠煙氣下游部分拆除，在SCR反應器后增設一定量的省煤器熱面。給水直接引至位于SCR反應器后面的省煤器，然后通過連接管道引至位于SCR反應器前面的省煤器中。通過減少SCR反應器前省煤器的吸熱量，達到提高SCR反應器入口溫度在320℃以上的目的。煙氣通過SCR反應器脫氮之后，進一步通過SCR反應器后的省煤器來吸收煙氣中的熱量，以保證空氣預熱器進、出口煙溫基本不變，即在保證SCR最低穩(wěn)燃負荷以上所有負荷正常投運的同時，保證鍋爐的熱效率等性能指標不受影響。

第四，回熱抽汽補充給水加熱。回熱抽汽補充給水加熱技術是指從汽輪機高壓缸上選擇一個合適的抽汽點，將該抽汽引入一高加，在機組低負荷時投運該路抽汽，來提高給水溫度，以提高省煤器出口排煙溫度，進而保證低負荷時SCR催化劑能夠安全穩(wěn)定連續(xù)運行，實現(xiàn)全負荷脫硝的功能。

第五，燃氣補燃方案。在尾部煙道，采用燃氣生產(chǎn)高溫煙氣，保證點火到SCR投入負荷過程中的煙氣溫度，從而實現(xiàn)全負荷的脫硝。燃氣火焰行程短，可拔高SCR反應器入口脫硝煙道，在脫硝煙道中增設補燃煙道。采用燃氣的方式產(chǎn)生高溫煙氣，由于點火啟動階段過量空氣系數(shù)很高，使得點火初期產(chǎn)生的煙氣中氧氣濃度有16%左右，根據(jù)實際運行數(shù)據(jù)推算，需要加熱的煙氣中氧濃度足夠燃料氣的燃燒，所以補燃裝置的氣槍采用布置在煙道內(nèi)部。增加補燃裝置需要將煙道增高6m，此段增補煙道需要布置內(nèi)襯，防止高溫煙氣將煙道燒損。

根據(jù)熱量平衡的原理，計算天然氣燃燒將煙氣溫度提高到320℃，結(jié)果得出總耗氣量為7200Nm3/h，初步設計在兩個煙道上一共布置8只氣槍，單只氣槍出力900Nm3/h，燃料氣的補燃裝置為每一個煙道增加一段有內(nèi)襯的點火風道，通過點火風道內(nèi)部布置小孔氣槍（氣槍兩側(cè)布置有高能點火器以及火檢），高能點火器布置有套筒，在點火補充空氣以及煙氣中氧氣減少的過程中也可以作為補燃用。增加補燃裝置需要將煙道增高6m，增加段為有內(nèi)襯的補燃煙道，使得燃氣燃燒產(chǎn)生的高溫煙氣混合均勻，混合后約為320℃左右，這個溫度為SCR脫硝的最佳溫度。

以上前四種方案均可以提升鍋爐煙氣溫度，降低脫硝最低負荷，但是無一例外都需要鍋爐本身熱量來提升煙溫，在鍋爐啟動初期熱量輸入不足的情況下，煙溫無法達到脫硝要求，都無法實現(xiàn)從鍋爐點火到機組并網(wǎng)及并網(wǎng)后的全工況脫硝。

第五種尾部煙道補燃方案雖然具有可行性，通過估算，采用天然氣補燃單次點火最大需要消耗的天然氣量為53800Nm3，則天然氣的質(zhì)量為（53800*0.71）/1000=38.20噸，一般電廠所在區(qū)域都比較偏遠，市區(qū)天然氣管道距離電廠較遠，個別的電廠山地較多，天然氣管道敷設成本較高，且長距離管路存在一定的安全風險，所以采用管道天然氣的投資太高；采用液化天然氣的話，需要建立83m3以上的高壓儲氣罐且存在重大危險源，因此該方案具有條件限制，不適合所有電廠進行應用。

通過比較分析，以上的全工況脫硝方案均無法滿足任何電廠實現(xiàn)從鍋爐點火初期到機組并網(wǎng)NOX降低排放的要求，因此必須尋找其他的可行性方案，通過市場調(diào)研，目前市場已經(jīng)具有的催化劑有四種：高溫催化劑（420℃～650℃）、中溫催化劑（310℃～450℃）、寬溫催化劑（250℃～450℃）、低溫催化劑（140℃～280℃或140℃～350℃），根據(jù)催化劑溫度范圍的不同，可采用主路反應器（寬溫催化劑）加旁路反應器（低溫催化劑）的工藝實現(xiàn)全工況脫硝。

具體全工況脫硝工藝流程如圖1所示：

鍋爐啟動前上水時，使用輔助蒸汽（或啟動爐蒸汽）加熱除氧器或高加中的給水，將上水溫度提高至140℃以上，逐漸使省煤器、水冷壁受熱面升溫，最終使上述受熱面壁溫升至140℃以上。在鍋爐點火前吹掃階段，通過暖風器加熱送風機出口二次風至140℃以上，暖風器的熱源為輔助蒸汽或啟動爐蒸汽。加熱后的熱二次風使空預器換熱元件、爐膛內(nèi)空氣溫度、水冷壁之后其他鍋爐受熱面金屬溫度、尾部煙道內(nèi)溫度逐漸升至140℃。

通過提高鍋爐給水、鍋爐送風溫度，使點火前的鍋爐整體處于溫度較高狀態(tài)。在此狀態(tài)下使用燃油點火，由于鍋爐最低給水溫度、送風溫度、各受熱面壁溫均高于140℃，加之點火后燃油燃燒輸入熱量，可以使鍋爐省煤器出口煙氣溫度達到140℃以上，當煙氣溫度達到140℃以上時，鍋爐點火，關閉脫硝主路反應器主路電動門，啟動投入旁路脫硝反應器運行，旁路反應器內(nèi)裝設低溫催化劑，適用溫度在140℃～350℃之間。當煙溫達到250℃以上時，關閉脫硝反應器旁路電動門，開啟脫硝主路電動門，通過煙氣擋板將旁路反應器切換至主路反應器運行，以實現(xiàn)從鍋爐點火到機組并網(wǎng)及并網(wǎng)后的全工況脫硝，同時由于脫硝旁路反應器的存在，當負荷很低時，脫硝主路的煙氣溫度不能滿足低負荷工況下脫硝時，可切換至脫硝旁路反應器運行。這樣可滿足機組正常運行時低負荷情況下脫硝正常運行，大大提高了脫硝系統(tǒng)的投運率。

該全工況脫硝方案的主要特點在于脫硝旁路反應器采用低溫催化劑（140℃～280℃或140℃～350℃），脫硝主路反應器采用寬溫催化劑（250℃～450℃）。依據(jù)省煤器出口煙溫的高低選擇投入主路反應器或旁路反應器運行，來實現(xiàn)從鍋爐點火到機組并網(wǎng)后全工況脫硝。在低負荷情況下，通過投入旁路反應器來保障低負荷情況下脫硝系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。脫硝旁路反應器低溫催化劑（140℃～280℃或140℃～350℃）的增加，不但實現(xiàn)了從鍋爐點火到機組并網(wǎng)期間煙氣溫度低情況下的脫硝系統(tǒng)運行，也為低負荷情況下脫硝系統(tǒng)的運行提供了安全保障，從而實現(xiàn)了全工況下脫硝系統(tǒng)的投入運行。但同時該脫硝方案也面臨著前期投資成本大，運行維護成本高的問題，因此本方案的提出只為進行全工況脫硝的技術人員提供借鑒，對該方案的實際應用還需進一步優(yōu)化和深入研究，以便早日實現(xiàn)鍋爐點火初期到機組并網(wǎng)NOX達標排放。

參考文獻

[1] 蔣文舉.煙氣脫硫脫硝技術手冊[M].北京：化學工 業(yè)出版社，2012.

[2] 朱全利.鍋爐設備系統(tǒng)及運行[M].北京：中國電力 出版社，2010.

[3] 崔建華.選擇催化還原技術在在鍋爐燃煤技術上的應 用（上）[J].熱力發(fā)電，2007，（9）.

[4] 段傳和，夏懷祥.燃煤電站SCR煙氣脫硝工程技術 [M].北京：中國電力出版社，2009.

[5] 石磊.燃煤鍋爐SCR法煙氣脫硝技術[J].鍋爐技術， 2009，（2）.

[6] 劉武標.SCR煙氣脫硝效率及催化劑活性的影響因素 分析[J].能源與環(huán)境，2012，（3）.

作者簡介：唐東（1985-），男，神華（福州）羅源灣港電公司工程師，研究方向：火力發(fā)電廠600MW以上機組灰硫硝化專業(yè)設備檢修管理。

（責任編輯：王 波）