火电厂脱硝稀释风优化改造方案探索
时间：2023-04-18 09:20:05 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
刘文星 杨青山
（1.广东粤电靖海发电有限公司，广东 揭阳 515223；
2.南方电网电力科技股份有限公司，广东 广州 510600）
目前，脱硝装置已经成为国内火电机组必备的环保设施，其中选择性催化还原（SCR）脱硝装置应用最为广泛，其优点是具有良好的选择性，稳定性强，脱硝效率高[1]。该装置常规安装在锅炉省煤器出口至空气预热器入口的烟道之间，其技术原理是在适当温度下（一般要求为280～400℃），还原剂（如NH3）通过催化剂层把NOx催化氧化为氮气（N2）和水（H2O）。
其中，以液氨为还原剂的脱硝装置设计中，空气被电厂普遍采用作为氨与空气混合系统中的稀释风来源，也有报道优化后改用冷一次风作为稀释风[2]，空气的优点为可就地取风，且对稀释风机各项性能指标要求低，缺点是空气温度远远低于脱硝反应器内的烟气温度，由此会造成锅炉热量的损失和脱硝系统的温降，同时，空气的掺入增加了锅炉系统烟气量，给后续各烟气处理设备增加了负担。因此，稀释风采用空气对整个机组系统而言不利于节能减排。
本文以广东省某实现超低排放的常规300MW燃煤机组电厂烟气处理系统工艺流程为例，借鉴以尿素作为还原剂的脱硝装置优化改造理念[3-4]，提出以烟气回用方式作为脱硝稀释风的优化改造方案，同时根据改造后的相关数据计算分析，用以论证节能效果，希望能为火电厂节能减排工作的开展做出一定贡献。
以液氨作为脱硝装置的氮氧化物还原剂，首先需要考虑的是液氨使用的安全性问题。在化学特性方面，纯氨气因遇热、明火难以点燃而危险性较低，但氨和空气混合物达到一定浓度范围遇明火会燃烧和爆炸，如有油类或其他可燃性物质存在，则危险性更高。氨的燃点是651℃，通常不易燃烧，当其被加热到651℃以上时会立刻燃烧。由此可见，氨气在一定温度以下，没有达到爆炸浓度限值，且不遇明火的条件下不会发生爆炸危险，如果选用锅炉尾部烟气作为稀释风，能够满足机组运行的安全要求。
某实现超低排放的常规300MW燃煤机组电厂烟气处理设施工艺流程为：锅炉燃烧烟气经省煤器初次降温后（约350℃）进入脱硝装置（SCR），脱硝后烟气进入空预器二次降温（约130℃），然后进入静电除尘器除尘，再经引风机送入回转式烟气换热器（GGH）三次降温，而后依次经脱硫塔、湿式电除尘器和GGH升温，最后由烟囱排放（约80℃）。该电厂脱硝稀释风由稀释风机就地抽取空气作为风源，空气送入氨—空气混合器中与供氨系统提供的氨气混合后进入SCR前烟道。
本文结合该电厂各流程处烟气参数，将稀释风按如下方案进行优化改造（图1），方案按照不同流程处烟气特点的不同分为两种：
图1 稀释风机取风布置图
（1）方案1：中温高硫型，即直接取引风机后、GGH前的烟气作为脱硝稀释风。
（2）方案2：低温型，即直接取GGH后净烟气作为脱硝稀释风。
上述稀释风优化改造方案与空气作为稀释风方式的优缺点对比如表1所示。
表1 改造方案对比分析
由表1可以看出，改造设想的两种方案，通过烟气回用可以起到较好的节能降耗效果。其中，方案1因所取用烟气处于引风机出口处，具有较高压头，可取消现有稀释风机或将其作为备用风源，最具节能降耗潜质。
此外，对于方案1，因作为稀释风的烟气中SO2含量高，在温度低于200℃时，其与氨气混合后易生成硫酸铵或硫酸氢铵，存在堵塞喷氨格栅的风险。为消除该风险，可通过对进入混合器前的稀释风再加热或混入一定量热一次风来提高风温，再加热的方式则可选择与空预器前端高温烟气换热或电加热等方式。
取该电厂在不同季节、不同负荷下相关运行参数作为计算依据，对比改造前（稀释风来源空气）和按方案1改造后（稀释风来源烟气）烟气参数的变化，计算结果如表2所示。
其中，温度、压力、烟气量等主要基础数据取自电厂烟气在线监控系统（DCS），并假设改造前后各数据不变，其他计算数据按理想气体状态，根据克拉伯龙方程及热力学定律，以DCS净烟气参数为基础反向计算得到；
计算过程中因没有实际烟气的热力学定压热容参数，该数值按空气参数选定。
从表2中计算结果可以看出，负荷为180MW时，改造前冬季，SCR前烟温因掺入空气下降3.2℃，烟气量增加1.14%；
改造前夏季，SCR前烟温因掺入空气下降3℃，烟气量增加1.1%；
改造后夏季，SCR前烟温因掺入热烟气仅下降1.7℃，烟气量增加0.87%，但此时引风机后续设备风量无增加。负荷为300MW时，改造前冬季，SCR前烟温因掺入空气下降2.8℃，烟气量增加0.85%；
改造前夏季，SCR前烟温因掺入空气下降2.6℃，烟气量增加0.83%；
改造后夏季，SCR前烟温因掺入热烟气仅下降1.3℃，烟气量增加0.61%，同样引风机后续设备风量无增加。如按照引风机后脱硫塔入口设计风量100万Nm3/h计算，扣除稀释风机采用空气时给系统增加的风量，则改造后相比改造前，实际自SCR后的系统风量减少约0.55%。
表2 系统数据计算
由上可见，当采用空气作为稀释风时，机组负荷越低或空气温度越低，稀释风对SCR的温降影响越大，而利用热烟气回用进行稀释风改造，能够减少SCR温降达1.3℃。如果把减少的温降计入空预器吸热温度，即假设改造前后排烟温度下降1.3℃，则改造后能够提高锅炉效率约0.05%。
此外，从表中计算结果还可以看出，改造前后SCR前烟气氧含量和净烟气NOx浓度变化非常小，改造方案对SCR性能和污染物排放指标的影响可以忽略，但实际因改造后SCR温度提高、烟气量降低，有利于烟气处理设施性能的提高以及污染物排放浓度的降低。在设备能耗方面，改造后除可节省原有稀释风机电耗外，因流经SCR及后续设备的烟气量降低，每台引风机电耗同比也会降低至少1A，二者合计可节约电耗约40kW·h/h。
本文通过数据计算和对比分析发现，对于300MW机组，当采用空气作为稀释风时，机组负荷越低或空气温度越低，稀释风对SCR的温降影响越大。利用经脱硝、除尘后的引风机出口段热烟气回用作为脱硝反应器稀释风具有可行性，且改造后夏季时SCR前烟气量可降低0.22%，自SCR后实际系统总风量可减少0.55%；
改造方案能够提高SCR系统温度1.3℃，有利于提升烟气处理设施性能，锅炉效率可提高约0.05%。此外，改造后可停用原有稀释风机，同步降低引风机出力，二者合计可节约电耗约40kW·h/h。
