1 低氮燃燒及脫硝技術
低氮燃燒機組主要是針對NOx 的兩種主要生成機理,在降低燃燒溫度的同時,降低著火區域的氧氣濃度。以抑制爐氮氧化物的生成。通過采用爐內低NOx 燃燒技術,能將NOx 排放濃度降低30%~60%。目前普遍采用的低氮燃燒技術主要是通過低氮燃燒器改造,來實現爐內低氧、分級配分的燃燒特性,降低NOx的減排。
由于爐內低氮燃燒技術的局限性,使得NOx的排放不能很好的滿足環保要求,為進一步降低NOx 的排放,必須對燃燒后的煙氣進行脫硝處理。目前通行的煙氣脫硝工藝大致可分為干法、半干法和濕法3 類。其中干法SCR 脫硝工藝以其脫硝裝置結構簡單、運行方便、可靠性高、脫硝效率高、一次投資相對較低等諸多優點,在我國得到了廣泛的商業應用。
SCR 脫硝反應器按照相對于除塵器的安裝位置,可分為高含塵和低含塵兩類。但由于低含塵需要安裝蒸汽加熱器和煙氣換熱器( GGH),系統復雜,投資大,故一般選擇高含塵工藝。SCR 裝置主要由脫硝反應劑制備系統和反應器本體組成。通過向反應器內噴入脫硝反應劑NH3,將NOx 還原為氮氣和水蒸氣。制氨一般有尿素、液氨、氨水等3 種方法。目前主要采用尿素和液氨兩種制氨方法。脫硝催化劑其材料一般以TiO2 為載體,并摻入V2O5 和WO3 等活性成分。催化劑的活性溫度范圍從300℃~420℃[3]不等。催化劑有蜂窩式和板式兩種。
2、實施NOx減排的機組類型
目前我國電廠在相應國家環保的號召下,NOx排放超標的火電廠均進行了相應的改造,按實施類型可分為四類:1)機組原設計為低氮燃燒方式及煙氣脫硝裝置。此類機組無需進行改造;2)機組原設計低氮燃燒方式并預留安裝脫硝裝置;這種類型機組在設計時,考慮到脫硝裝置的運行要求,在本次改造中,只加裝脫硝裝置;3)機組原設計為低氮燃燒方式,未預留脫硝安裝位置;這種類型機組在設計時,未考慮到脫硝裝置的運行要求,在本次改造中,加裝脫硝裝置,同時進行了相應的輔機改造;4)機組之前未采用低氮燃燒方式,且無脫硝裝置。此類機組在氮氧化物減排改造中,改造幅度大,低氮燃燒器改造以及加裝脫硝裝置。上述幾種進行脫硝改造的機組,同時進行了空預器、除塵器以及引風機的改造。
3、 低氮燃燒器及脫硝改造對機組運行的影響
機組經過低氮燃燒器、脫硝系統以及相應輔機改造后,在實際運行NOx排放量均能滿足國家的環保要求,為日后機組的正常運行創造了先決條件,與此同時也給機組帶來一些負面影響。
3.1機組最小技術出力降低,調峰能力差
大部分電廠的脫硝均采用SCR脫硝反應器,催化劑的設計溫度為300℃~420℃。在機組投入脫硝系統運行后,除同步投產脫硝系統的機組外,由于早期鍋爐設計未考慮脫硝系統的運行溫度,多數機組改造后出現了鍋爐低負荷運行時,省煤器出口煙溫無法滿足脫硝系統正常運行溫度的現象,因而鍋爐最小技術出力較改造前均有不同程度的升高,機組的調峰能力下降。針對上述情況,選取山西省具有代表性的九個電廠進行了調研,綜合九個電廠的最小技術出力情況,改造后機組的最小技術出力在50%-77%之間。經加權平均,鍋爐最小技術出力平均為59%,較改造前40%的最低穩燃負荷提高了19%;僅就改造機組來計算鍋爐最小技術出力平均為62% ,鍋爐最小技術出力較改造前提高了22%。其中,原設計低氮燃燒和脫硝系統的機組效果最佳,低氮加脫硝同時改造的機組效果最差。
3.2 AGC調節特性能差
機組在經過低氮燃燒器改造后,爐內的燃燒方式發生了明顯變化,在使用原有協調方式的情況下,機組在投入AGC控制時,主汽壓力偏差大、汽包水位波動;負荷調節速率較快時,由于脫硝噴氨反應存在滯后,容易造成NOx排放指標在短時間內超標,嚴重影響負荷調節速率;同步進行 引風機改造的機組,改造后未進行引風機調節特性試驗,在低負荷時,在原有控制方式下,爐膛壓力波動大。
3.3運行經濟性差
完成低氮燃燒器和脫硝改造的機組,大部分存在經濟性降低的現象。主要體現在:
1)飛灰含碳量增大
機組進行低氮燃燒器改造后,由于燃燒方式的改變,如果風粉配比不佳,主燃燒區的缺氧燃燒及燃燼區的低溫燃燒均不利于煤粉的燃盡。另外,改造后機組進行的燃燒調整更多的傾向于降低NOx排放量的調整,導致飛灰含碳量增大,機組經濟性降低。
2)空預器傳熱效果下降,排煙溫度升高
機組脫硝系統投入運行后,脫硝副產物硫酸氫氨在低于露點溫度下,容易在空預器的受熱面上粘結,且極具粘性,流經空預器煙氣中的飛灰容易沉積在空預器受熱面上,致使空預器傳熱效果下降,排煙溫度升高,鍋爐效率降低。
3)再熱汽溫偏低
基于不同的改造情況,部分電廠改造后,再熱汽溫降低5℃~20℃,嚴重影響機組的經濟性。據估算再熱汽溫每降低10℃,影響機組單位煤耗約1g標準煤。
對大多數脫硝改造機組,經濟性均受到一定影響,通過調研,改造后影響機組效率約1%。以單臺600MW機組、負荷率80%、年運行小時數5500小時、標煤單價600元、鍋爐效率降低1%,單位能耗增加約3g標準煤估算,每年多消耗標煤7920噸,折合人民幣475萬元,單位電量成本增加0.18分。