摘要：為了解決寬負荷脫硝技術升溫幅度有限、改造本錢高的問題，對當前的寬負荷脫硝技術進行研究，提出了一種全負荷脫硝技術方案，并將該技術應用于300MW機組和600MW機組。結果說明，該技術可有效提高SCR入口煙氣溫度，改造費用較低；系統(tǒng)投運后，可提高SCR入口煙氣溫度至310℃以上，實現(xiàn)SCR脫硝系統(tǒng)的全負荷工況運行。關鍵詞：寬負荷脫硝；改造本錢；SCR入口煙溫按照GB13223—2021火電廠大氣污染物排放標準的要求，“十二五〞期間，國內(nèi)所有大中型火電廠都將完成脫硝改造。截至2021年，國內(nèi)絕大局部大中型火電機組已經(jīng)完成脫硝超低排放改造。近年來，隨著風電、太陽能等清潔能源的陸續(xù)推廣以及國內(nèi)大型水電站的投運，根據(jù)國家政策及行業(yè)要求，火力發(fā)電行業(yè)須配合各類清潔能源發(fā)電系統(tǒng)運行，在必要時段參與調(diào)峰運行，國家及地方政策給予一定的調(diào)峰補貼費用。但機組運行參數(shù)偏低對機組，尤其是脫硝系統(tǒng)的運行產(chǎn)生了重要影響。目前，國內(nèi)大局部火電廠選擇采用選擇性催化復原脫硝技術〔SCR〕，但由于SCR催化劑自身的微孔結構，當?shù)陀谠O計運行溫度值時，煙氣中的NH4HSO4由氣態(tài)凝結為液態(tài)，易發(fā)生催化劑的NH4HSO4中毒問題。由于機組長時間參與調(diào)峰運行，SCR入口的煙氣溫度偏低，導致出現(xiàn)催化劑NH4HSO4中毒，催化劑活性降低，SCR脫硝效率降低，脫硝系統(tǒng)用氨量增加、氨逃逸率上升的問題。同時，在火電廠運行時，要求脫硝系統(tǒng)在并網(wǎng)時即投入運行，這無疑對煙氣溫度提出了更高的要求。對此，國內(nèi)外的專家學者提出了多種寬負荷脫硝技術，但都有利弊，也無法有效滿足全負荷范圍內(nèi)脫硝系統(tǒng)的運行要求。鑒于此，筆者針對當前的寬負荷脫硝技術展開研究，提出了一種全負荷脫硝技術，并對該技術在300MW機組和600MW機組的應用效果進行了分析。1技術現(xiàn)狀1.1省煤器煙氣旁路在尾部煙道處新增一路煙道旁路，煙道旁路入口接在省煤器入口，出口接在SCR的煙道入口。煙道旁路上設置有擋板門，負荷較高時，擋板門關閉；負荷較低時，擋板門開啟，省煤器入口的高溫煙氣與SCR煙道入口的低溫煙氣混合，從而提高SCR入口的煙氣溫度，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。但受省煤器進口煙氣溫度的限制，該技術僅能提高SCR入口煙氣溫度0～20℃，溫度提升幅度有限。1.2省煤器給水旁路在省煤器給水管道上新增一路給水旁路，給水旁路連接在省煤器進口集箱前、省煤器出口集箱后的給水管道上。給水旁路上設置調(diào)節(jié)閥門，負荷較高時，調(diào)節(jié)閥門關閉；負荷較低時，調(diào)節(jié)閥門開啟，局部給水流經(jīng)旁路管道，減少省煤器內(nèi)的給水流量，從而減少省煤器內(nèi)的換熱量，提高省煤器出口煙氣溫度，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。但該技術的溫度提升幅度有限，僅能提高SCR入口煙氣溫度0～10℃。1.3省煤器分級減小原省煤器的局部面積，并在SCR反響器后增設一級省煤器，總體保持省煤器的吸熱量不變。在低負荷給水時，SCR反響器前省煤器的面積減小，其吸熱量減少，省煤器出口煙氣溫度提高，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。但該方案涉及省煤器和集箱的改造，改造費用很高，同時高負荷時有可能出現(xiàn)SCR入口煙氣溫度超溫的問題。1.4“0〞號高加技術系統(tǒng)新增1臺高壓加熱器，在汽輪機高壓缸上增加1個新的抽汽口，高壓加熱器的水側(cè)與給水管道連接。當負荷較低時，高壓加熱器啟用，通過新增的抽汽加熱流經(jīng)高壓加熱器的給水，從而提高給水溫度，降低省煤器內(nèi)給水與煙氣的傳熱溫差，減少省煤器的換熱量，提高省煤器出口煙氣溫度，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。但該技術的溫度提升幅度有限，僅能提高SCR入口煙氣溫度0～10℃。同時，由于新增設備為高壓容器，改造費用較高。1.5給水再循環(huán)技術系統(tǒng)新增給水再循環(huán)管路，通過新增的爐水循環(huán)泵，將下降管的高溫爐水送至省煤器入口的給水管道中。當負荷較低時，給水再循環(huán)系統(tǒng)啟用，通過高溫爐水與省煤器的給水混合，提高省煤器進口的給水溫度，降低省煤器內(nèi)給水與煙氣的傳熱溫差，減少省煤器的換熱量，提高省煤器出口的煙氣溫度，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。使用該技術提升SCR入口煙氣溫度0～15℃，同時改造費用較高。1.6全負荷脫硝改造技術以上技術只能在一定程度上擴大SCR脫硝催化劑的運行負荷范圍，無法滿足全負荷工況下的運行要求。因此，筆者提出了一種改良的全負荷脫硝改造技術，即全負荷脫硝旁路煙道技術。系統(tǒng)新增一組旁路煙道，旁路煙道進口連接在轉(zhuǎn)向室后的豎井煙道上、低溫過熱器或低溫再熱器前，旁路煙道出口連接在省煤器出口的主煙道上，旁路煙道上設置有調(diào)節(jié)擋板，省煤器出口的主煙道上裝有調(diào)溫煙氣擋板，如圖1所示。圖1全負荷脫硝旁路煙道技術當負荷較低時，旁路煙道上的調(diào)節(jié)擋板開啟，轉(zhuǎn)向室的高溫煙氣與省煤器出口的煙氣混合，從而提高了SCR入口的煙氣溫度，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。通過旁路煙道上的調(diào)節(jié)擋板以及省煤器出口主煙道上調(diào)溫煙氣擋板的相互配合，該技術的溫度提升幅度到達50℃以上，可以滿足鍋爐在全負荷工況下的SCR運行要求，同時，該方案的改造費用很低。2應用效果及分析2.1機組概況A電廠5號機組裝機容量600MW，該機組所用鍋爐為東方鍋爐廠制造的自然循環(huán)鍋爐，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量為2070t/h，過熱蒸汽出口溫度為541℃，再熱蒸汽流量為1768.2t/h。燃燒器為旋流式、前后墻對沖布置，機組煙道布置為雙通道煙道，并設置有調(diào)節(jié)擋板。B電廠2號機組裝機容量300MW，該機組所用鍋爐為哈爾濱鍋爐廠制造的自然循環(huán)鍋爐，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量為1025t/h，過熱蒸汽出口溫度為540℃，再熱蒸汽流量為866.9t/h。燃燒器為四角切圓布置，機組煙道布置為單通道煙道。2臺鍋爐SCR脫硝設施運行存在以下問題：脫硝催化劑有使用溫度要求，一般在300～410℃溫度范圍內(nèi)。當機組負荷較高時，脫硝裝置進口煙溫正好在催化劑正常運行范圍；當機組負荷較低時，脫硝裝置進口煙溫較低，低于催化劑的正常使用溫度。這將致使電廠在低負荷時只能將脫硝裝置解列運行，從而煙氣NOx排放的質(zhì)量濃度高于50mg/Nm3，給環(huán)境帶來不利的影響。2.2改造前SCR入口煙氣溫度改造前2臺鍋爐的SCR入口煙氣溫度如圖2所示。當鍋爐負荷率低于35%時，SCR入口煙氣溫度均低于催化劑運行允許溫度300℃。圖2改造前SCR入口煙氣溫度2.3改造后SCR入口煙氣溫度改造后，SCR入口煙氣溫度顯著提高，如圖3所示。圖3改造后SCR入口煙氣溫度表1摻燒污泥凈化前后入口煙氣比照綜上所述，當摻燒比為5.54%時，垃圾燃燒廠污泥協(xié)同燃燒對煙氣污染物的排放影響較小，總體可控，原有煙氣凈化系統(tǒng)脫酸反響塔增設頂部堿液脫酸系統(tǒng)作為應急脫酸單元，滿足酸性氣體的處理要求。3結語a)生活垃圾燃燒廠污泥干化及協(xié)同燃燒的應用，能夠利用現(xiàn)有的燃燒系統(tǒng)、汽輪機抽汽系統(tǒng)、污水處理系統(tǒng)、煙氣處理系統(tǒng)、除塵除臭系統(tǒng)等，實現(xiàn)對市政污泥的無害化、減量化和資源化處理。b)設計污泥干化至含水率40%，摻燒比為5.54%。在此前提下，污泥熱值與生活垃圾熱值接近，不影響燃燒系統(tǒng)運行