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火力发电厂节能型宽负荷脱硝技术应用

发表时间：2021/5/18 来源：《基层建设》2020年第35期作者：张营营

[导读] 摘要：随着社会需求量的增加以及火力发电行业的快速发展，对机组进行深度调峰已经势在必行，为进一步降低脱硝机组NOx于低负荷状态下的排放量，使其能够满足排放标准，则必须进一步提升脱硝入口处烟气温度，保证其在催化剂活性改造涵盖范围内，分析以及对比当前国内宽负荷脱硝改造形式，结合当前应用状态，对火力发电厂节能型宽负荷脱硝技术应用展开论述与分析。

        国家电投集团东北电力有限公司本溪热电分公司辽宁省本溪市 117004
        摘要：随着社会需求量的增加以及火力发电行业的快速发展，对机组进行深度调峰已经势在必行，为进一步降低脱硝机组NOx于低负荷状态下的排放量，使其能够满足排放标准，则必须进一步提升脱硝入口处烟气温度，保证其在催化剂活性改造涵盖范围内，分析以及对比当前国内宽负荷脱硝改造形式，结合当前应用状态，对火力发电厂节能型宽负荷脱硝技术应用展开论述与分析。
        关键词：火力发电厂；节能型宽负荷脱硝技术；应用
        引言：
        当前国内用电基本来源于火力发电，在燃煤过程中会产生SO2、烟尘、NOx等多项对环境污染较大的物质。根据《“十二五”节能减排综合性工作方案》提出的相关要求，现阶段新建的或者单机30KW以上的机组都需装设或者加装满足国家标准的脱硝设施。当前选择性催化还原法在烟气脱硝中应用较为广泛，但是这种技术大多用于60K以上的机组负荷，在机组启动并网期间或者处于60K以下负荷时，常会因烟温不高而导致NOx超标，很多发电厂应用的宽负荷脱硝改造，在给水侧或者烟气侧改造都会不同程度的导致排烟温度升高，导致锅炉效率降低。而华润电力空预器优化以及高加联合低省的优化改造，不但使得脱硝投运本身的边界条件得以提升，而且能够保证排烟损失不会增加，真正实现了机组的节能型设计。
        一、明确改造方式
        火电机组全负荷状态下，锅炉全时段碳氧化物排放达到国家标准是电厂进行灵活性改造的基础以及重要组成部分。当前进行宽负荷脱硝主要包含以下两条思路：宽温催化剂或者是提升烟气本身的入口温度。宽温催化剂本身结构设施较为简单，在使用时不会对锅炉效率产生较大影响，但是催化剂对比来说不但成本会增加较多，且其技术成熟度以及成效仍待考证，因此在进行发电机组改造时多应用选择性催化还原法，即SCR，这对提升烟气入口温度有着较好的效果。在提升SCR入口烟温后，一部分通往烟气侧，一部分通往水侧，烟气侧则用于燃烧调整以及烟气旁路，而水侧则用于省煤器分级、给水旁路、省煤器再循环与热水再循环、零号高加这四个方面。
        二、火力发电厂节能型宽负荷脱硝技术探索以及应用
        探索节能型宽负荷脱硝技术，以下主要通过四个方面进行探索：省煤器增设烟气旁路、省煤器增设工质旁路、省煤器分级系统、省煤器热水再循环系统。以下进行具体的分析：

        图1 省煤器增设烟气旁路图
        1.省煤器增设烟气旁路
        省煤器增设烟气旁路方式如下图1所示，这种改造方式主要是通过在省煤器进口烟道开孔实现，据此烟气可通过该旁路分出一部分进入SCR入口，然后设置烟气挡板，增加一些重要部位的钢结构，如此在机组处于低负荷状态时，省煤器中本来用于给水加热的一部分烟气会同比减少，减少的一部分用于提升SCR位置的烟气温度[1]。该种改造方式不需过多的资金投入，增设的装备实施相对较少，短时间内即可完成，但是也存在着较为明显的特点，即其排烟温度会提升2摄氏度至5摄氏度，锅炉热效率相比与常态下会降低0.1%至0.3%，且在装设的烟气挡板处，会经常出现卡涩以及积灰的状况，最后出现烟气内漏的问题。且对处于关闭时的火炉热效率产生较大的影响。而内漏时，烟气反应器内部巅峰烟温会达到400摄氏度以上。烧结催化剂的同时导致其活性降低，但若是长期低负荷运行，该种节能型宽负荷脱硝技术相对来说有着较大的优势。
        2.省煤器增设工质旁路
        省煤器增设工质旁路如下图2所示，该种改造方式按图中所示于省煤器进口集箱前将部分给水引至下降管，在机组处于低负荷状态时根据实际状况调整给水旁路流量，如此在减少省煤器本身的主流水量以及吸热量后，SCR入口烟温可得到进一步提升，以此来实现节能的目的。该种改造方式优点为对烟温调节区间没有过高的要求，在温度低于10摄氏度时即可考虑进行具体的改造工作，但是在旁路开设后，原本应当进入省煤器内部用于降温的给水量会减少，从而促使省煤器出口温度提升[2]。此外省煤器给水旁路的开设会使得烟气与给水间的换热效果不断降低，锅炉本身的热效率会降低0.5%至1.5%，排烟温度也会提升。给水旁路在进行烟温调节时会起不到较为明显的效果，因省煤器给水相对于烟气换热系数来说远远不如。

        图2 省煤器增设工质旁路图
        3.省煤器分级系统
        省煤器分级系统如下图3所示，其原理按照图中所示：将省煤器原先靠近烟气下游的一部分受热面拆除，然后在SCR反应器后对应位置增设省煤器受热面。在SCR反应器其后位置的省煤器完成给水并通过后，再将其引至SCR反应器前面位置的省煤器，如此在SCR反应器前，可通过减少烟气传热面的方式来提升烟温，进而实现节能的目的。
        与改造前进行比较，锅炉总体热量分配以及排烟温度基本处于不变状态，这会将对锅炉热效率产生的影响压缩至最低，与此同时，SCR入口烟温本身范围有着较大的提升。但是缺点也很明显，在对省煤器进行分级改造时，需在其前后位置进行较大程度的改造，相比于上述两种改造方式来说资本投入较大，且在SCR后省煤器装设时需足够的空间支持，其场地条件要求较高。该方案能够避免掉旁路烟气内漏等系列问题，但是其系统以及结构构成会更加的复杂，施工难度以及工程造价会提升较多，在后续出现问题时较难进入相关区域进行对应的维护工作，从而难以第一时间完成修复，这会给火电厂带来较大的经济损失。此外该种改造方式对于SCR区烟道所占空间亦有各种各样的要求，在推广时及其困难。

        图3 省煤器分级系统
        4.省煤器热水再循环系统
        省煤器热水再循环系统如下图4所示，按照图中所示其原理为：在省煤器出口位置引出热水通往省煤器入口位置，据此来提升省煤器入口给水温度，使得省煤器本身的吸热量降低，进而实现省煤器后烟气温度得以提升。该种方案可提升0摄氏度至60摄氏度的烟气温度，能够满足30%THA，即为Total Hydrocarbon Analyzer，意思是总碳氣分析，且机组处于较低负荷时能够达到入口烟温SCR反应器310摄氏度要求。其对于锅炉效率亦不会产生较大的影响，最高只会导致过滤效率降低0.65%，场地所需不大且资本投入不高，能够较大程度的满足节能型要求。

        图4 省煤器热水再循环系统图
        结语：
        综述，对火力发电厂节能型宽负荷脱硝技术应用进行探索，应明确对机组脱硝全负荷投运产生制约的最重要因素为脱硝人口烟气温度，根据火电厂发电机组脱硝SCR系统处于全负荷状态时对应的投运策略展开系列的对比，其后进行系列的对比与讨论。零号高加在投入时对脱硝实施影响主要依赖于烟气温度的变化，但是烟气温度提升的系列手段皆会导致省煤器出口烟气不同程度的提升，还会使得排烟温度出现一定的损失以及锅炉效率不同程度的下降，但是依托于低温以及高温省煤器的设计以及运用，可有效避免，避免该项损失，真正的实现节能设计。
        参考文献：
        [1]单龙辉.火力发电厂节能型宽负荷脱硝技术研究与应用[J].设备管理与维修，2018，（8）：163-165.
        [2]王洪明，叶绍义，刘志勇.火力发电厂宽负荷脱硝技术探讨[C].2017火电厂超低排放SCR系统升级改造技术研讨会论文集，2017，（15）：31.