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1、机组低负荷SCR脱硝效率影响分析及对策1前言上世纪70年代日本建立了第一个SCR脱硝示范工程，紧接着在80、90年代，欧美发达国家也将此技术投入了工业应用，脱硝效率就已经到达了85%以上。随着国家大气环境标准要求提高，燃煤发电厂在采用低氮燃烧技术根底上，锅炉尾部在省煤器与空预器之间安装SCR脱硝装置,来进一步控制氮氧化物排放，针对机组参与电网调峰。例如，某600机组锅炉实际运行省煤器吸热量较强，夏季660MW负荷，满足SCR催化剂允许温度40(C,而冬季400MW负荷，省煤器出口烟温为296,不满足SCR催化剂允许温度300。C的下限要求。为此，针对机组低负荷排烟温度低，对烟气脱硝效率影响开展
2、了分析，对6种方法开展了技术分析，提出了推荐方案的次序，供有关制造、设计、运行单位参考。2烟气温度对机组脱硝效率影响分析影响脱销效率的因素有：烟气温度、烟气成分、烟气量、氨氮混合比、氨与烟气混合效果等。在保持供氨量及烟气量不变的工况下，脱硝效率随着SCR进口NOX浓度的增加而降低。不同的催化剂的构造类型，对一样工况下的脱硝效率有着重要的影响因素。催化剂体积与其处理烟气量的能力有着直接关系，烟气量超过设计值会导致脱硝效率明显下降。烟气成分烟气中的飞灰造成催化剂机械磨损，烟气中的Ca0、碱金属及As203造成催化剂中毒。脱硝效率随着烟气停留时间的增加而增加，氨氮摩尔比在0.6LO之间时，脱硝效率随
3、着氨氮摩尔比的增加而明显增加，氨氮摩尔比大于LO时，脱硝效率趋于平衡。氨气在烟道中与烟气的混合效果，是选择性催化反应顺利开展的先决条件，如果氨气与烟气未能充分混合，要到达设计的脱硝效率，会导致催化剂的用量及氨逃逸率增加。其中，烟气温度是影响NOx脱除效率的重要因素之一。采用V205Ti02作催化剂时，烟气温度对脱硝效率有较大的影响，图1为催化剂厂家提供的烟气温度与脱硝效率的关系曲线。在370。C430。C内，随着烟气温度的升高，催化剂的反应活性增加，脱硝效率逐渐增加;400。C时，脱硝效率到达最大值80%；烟温大于400。C时；随着烟温的升高脱硝效率反而降低。同时一方面，当烟气温度过低时，不仅
4、会因催化剂的活性降低而降低NoX的脱除效率，而且喷入的NH3还会与烟气中的SOX反应，生成(NH3)2S04附着在催化剂的表面：另一方面，当烟气温度过高时，NH3会与02发生反应，导致烟气中的NOX增加。因此，在锅炉设计和运行时，选择和控制好烟温尤为重要。根据氨逃逸率及硫酸氢氨生成浓度的不同，一般在150。C230。C及以下温度，就可能在空预器相应低温区域发生结露，其腐蚀性极强，且温度越低时的结露的趋势越严重。与此同时，呈碱性的烟灰会迅速粘附其上，吸收酸露并生成水泥状附着物，很难去除。为防止腐蚀，空预器的中、低温区域采用了搪瓷换热片。以及温度低堵塞催化剂；而催化剂寿命有限，需定期更换，费用高，
5、工作量大，废旧催化剂的后处理困难。3提高机组脱硝效率技术措施分析根据技术资料分析和实际现场情况，目前保持脱硝效率,控制烟气温度的主要技术措施有，控制机组出力系数、设置省煤器旁路烟道、省煤器分两段设置、热水再循环、提高给水温度、省煤器流量置换旁路等。3.1提高机组出力系数机组装有SCR装置的大型火电机组维持在较高负荷运行,以保持脱硝反应温度一般在31(C42(C开展，这是即经济又简单的最正确方法。3.2省煤器分段设置将锅炉的省煤器设计成两部分，其低温部分置于SCR出口侧，将SCR布置于烟气温度较高的区域，从而解决低负荷烟温过低无法运行的问题，见图2o新建机组建议采用此方法，技术改造要考虑空间位置
6、和载荷，需要准确计算防止SCR入口烟气温度超过催化剂受用温度。这种方法烟气温度调节幅度2(C5(C,对机组经济性无影响，运行维护简单方便。设备、根底构造投资为2000万3000万元。3.3省煤器设置旁路烟道加装锅炉省煤器旁路烟道,见图3o在省煤器前直接引一部分烟气至SCR装置，提高低负荷下的SCR入口烟气温度，以维持其运行。这种方法的代价是投入使用时，影响锅炉效率，烟气温度调节幅度2(C4(C,且对烟气挡板可靠性要3.4热水再循环系统热水再循环系统取自下降管，经过泵到省煤器入口，设置的目的是为了提高低负荷工况下安装在省煤器后的SCR装置的入口烟温，使SCR在低负荷工况下，仍处于正常运行的温度区
7、间，提高SCR投入率，并提高低负荷工况下的脱硝率。见图4。这种方法的特点：再循环系统中需要加一台炉水再循环泵，另外还需要加若干阀门；能提供较大的烟温调节范围；在低负荷工况下能改变烟温16。C4(C;一般不用于高负荷，对锅炉效率影响较小；在低负荷工况下，比较容易控制SCR入口烟温；可用于亚临界锅炉，用于亚临界锅炉其效果更明显，见图5o设备和根底构造投资1000万1200万元；对于亚临界锅炉，所有负荷工况下省煤器的出口给水温度，必须低于饱和温度，并且对锅炉水动力安全性的影响，需要分析计算。3.5省煤器流量置换省煤器流量置换系统是增加省煤器给水旁路和省煤器热水再循环系统，以进一步减少省煤器的吸热量，
8、从而提高脱硝装置入口烟温。当负荷较高时，可先利用给水旁路系统开展烟温调节；当负荷进一步下降，给水旁路无法满足要求的情况下，开启省煤器热水再循环系统，进一步提高省煤器出口烟温，调节范围较大，见图6。这种方法烟气温度调节幅度20。C5(C,需要热力计算,确定不同负荷下的流量置换旁路水量，且对阀门和再循环泵3.5提高机组低负荷给水温度机组低负荷下省煤器入口水温的提高，使其出口烟温相应上升，可确保SCR在全负荷范围内处于催化剂的高效区运行。例如，20*年某发电厂脱硝系统全年投入率达98.54%,真正实现了全天侯脱硝。主要是增加一级高加，省煤器入口水温的提高，使省煤器出口即水冷壁入口水温亦相应提高,减少
9、了水冷壁入口欠崎，显著提高了低负荷工况下的水动力特性，大大提高了水冷壁的运行安全性；省煤器出口烟温的上升，通过空气预热器，相应提高了一次风和二次风的热风温度，即提高了制粉系统的干燥出力，又改善了低负荷下锅炉的燃烧效率和稳燃性能。这种方法烟气温度调节幅度200C-500Co提高机组低负荷给水温度的方法很多，较为常见的方法有增加一级高加。选择一个汽轮机合适的抽汽点，并相应增加一个抽汽可调式的给水加热器。在负荷降低时，通过调节门可控制该加热器的入口压力基本不变，从而能维持给水温度基本不变。见图7o*西门子机型汽轮机的补汽阀至第五级后返抽汽，作为新增设高加汽源，来增设一级高加方法。机组低负荷下汽轮机抽
10、汽量的增加，提高了热力系统的循环效率。根据参考资料介绍，根据SlEMENS计算，在50%负荷工况下，可降低汽轮机热耗57kJkW,相当于降低煤耗2.18gkWh3.6.1高压蒸汽引入最末级高加给水温度提高的方法是对最后一级#1高加随着机组负荷下降，引入高压缸五级后高压汽源，见图8,自动控制高加内压力方法，来保持给水温度稳定，但是对于引入蒸汽阀门严密性和切换可靠性要求很高。设备和根底构造投资估算1200万1700万元。百万机组负荷100%降低50%,给水温度下降34七，空预器入口烟气温度下降31。口空预器出口烟气温度下降16o50%负荷时，利用五级后抽汽加热最末级高加，给水温度提高到约29(C3
11、.6.2增设一级高加的方法机组在末级高加后增设一级高加，加热蒸汽采用高压缸五级抽气后抽汽，见图9o在50%负荷时，利用五级后抽汽加热最末级高加给水温度提高到290。C时，估算需要五级抽汽流量108th蒸汽。设备和根底构造投资估算3500万4200万元。4完毕语针对机组40%额定负荷时，锅炉烟气温度下降影响机组脱硝效率的开展了分析，且对6种提高烟气温度方法开展了比较分析。对于新建机组，设计对锅炉尾部省煤器受热面开展热力计算，机组40%100%额定负荷调峰时，SCR入口烟气温度在催化剂上下限允许范围内；而从机组中低负荷提升经济性考虑，推荐认为选择汽轮机采用低负荷提高给水温度的方法,即增设一级高加的方法。对于在役机组从机组节能和运行维护方面，推荐认为选择的程序是，首先锅炉分级省煤器;*西门子机型汽轮机采用低负荷提高给水温度的方法；采用省煤器流量置换旁路技术方案。无论采用哪种方式，都要经过原锅炉制造厂核算,开展安全校核。
