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|脱硝催化剂行业 | 全负荷脱硝技术的应用与分析

摘要
在锅炉省煤器中添加热水再循环系统 ， 并增加邻机2号抽汽管路 ， 将其应用于某600ＭＷ亚临界机组 。结果表明：在30％锅炉最大连续出力（BMCR）工况下 ， 泵入热水再循环质量流量为900ｔ/ｈ ， 省煤器出口烟气温度达到309.10℃ ， 增幅为30.80Ｋ ， 可达到脱硝要求；在启动工况下邻机蒸汽可将本机给水温度从154.22℃提升到194.53℃ ， 省煤器出口烟气温度可达到301.77℃ ， 同样满足脱硝要求 。
关键词：热水再循环；邻机加热；烟气温度；全负荷脱硝；省煤器
随着经济社会发展的转型和新能源行业的进步 ， 电网负荷峰谷差不断增大 ， 对于电网调峰的需求也逐渐增加 。与新能源等电力来源相比 ， 煤电具有较好的调峰性能 ， 火电机组尤其是燃煤机组频繁启停和持续低负荷运行已成为常态 。
目前 ， 燃煤机组深度调峰最低负荷约为30％ ， 当燃煤机组在低负荷下运行时省煤器出口烟气温度降低 。同时 ， 我国燃煤机组普遍采用选择性催化还原（SCR）法进行烟气脱硝 ， 如果省煤器出口烟气温度降至300℃ ， 即会低于大部分SCR脱硝催化剂最佳反应温度范围的下限 ， 使催化剂活性降低 ， 造成氨逃逸率提高和NOｘ排放量超标 。因此 ， 亟需寻求方案来解决燃煤机组启停和持续低负荷运行时省煤器出口烟气温度偏低的问题 。
魏刚等针对国投天津北疆电厂低负荷下对温度提升要求不高、工程周期短的实际情况 ， 选用烟气旁路方案 ， 以降低烟气放热量 ， 使SCR入口烟气温度提高15～20Ｋ 。关键等提出采用省煤器给水旁路方案 ， 以某300ＭＷ燃煤电站锅炉为对象进行多种负荷下的试验研究 。曹建文提出给水旁路＋省煤器再循环方案 ， 与给水旁路方案相比 ， 该方案叠加效果显著 。李沙提出通过省煤器分级方案改造某电厂600ＭＷ机组 ， 将省煤器受热面切除33％ ， 发现在210ＭＷ负荷下SCR入口烟气温度提高30Ｋ 。廖永进等分析了在烟气旁路方案下不同旁路烟气比例对于烟气温度的调节能力 。
综合上述研究发现 ， 以上技术方案提升烟气温度幅度有限 ， 在极低负荷区间和启动过程中仍无法满足SCR烟气温度要求 ， 还会带来锅炉效率降低、漏风、积灰、催化剂失效和流场不均匀等不利影响 。基于此 ， 笔者提出一种热水再循环结合邻机加热技术的全负荷脱硝技术方案 。
1技术方案
Team Introduction
全负荷脱硝要求满足机组启动过程和超低负荷工况下省煤器出口烟气温度要求 。为此 ， 提出一种热水再循环＋邻机加热技术方案 ， 方案系统见图1 。其中 ， 热水再循环将下降管中工质通过循环泵引至省煤器入口 。考虑系统安全性和汇合集箱位置 ， 热水再循环取水点选取在汇合集箱前 ， 循环工质通过汽包后进入下降管 ， 在混合集箱混合后由循环泵泵入省煤器入口集箱 ， 以提高省煤器入口水温 ， 降低省煤器的吸热量 ， 从而提高省煤器出口烟气温度 。通过热水再循环可较大幅度地提升烟气温度 ， 且系统简单 ， 改造投资少 ， 对其他工况的影响也较小 。
原机组运行并网时省煤器出口烟气温度约为250℃ ， 远远无法达到催化剂活性温度要求 。因此 ， 考虑利用邻机蒸汽加热给水 ， 邻机蒸汽热源通过母管进入本机2号高压加热器 ， 可将主给水温度提高至190℃以上 ， 疏水进入热水再循环系统可进一步加热省煤器入口给水 。邻机加热系统与热水再循环系统结合使用可满足提温需要 。
|脱硝催化剂行业 | 全负荷脱硝技术的应用与分析
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图1热水再循环＋邻机加热技术方案
综合热水再循环和邻机加热 ， 该全负荷脱硝方案可满足全负荷过程中省煤器出口烟气温度要求 ， 保证脱硝催化剂的安全运行和较高的催化效率 。
2热力计算过程
Team Introduction
省煤器是典型的对流受热面 ， 其换热方程如下：


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