火電廠脫硝稀釋風優(yōu)化改造方案探索

劉文星 楊青山

（1.廣東粵電靖海發(fā)電有限公司，廣東 揭陽 515223；2.南方電網電力科技股份有限公司，廣東 廣州 510600）

0 引言

目前，脫硝裝置已經成為國內火電機組必備的環(huán)保設施，其中選擇性催化還原（SCR）脫硝裝置應用最為廣泛，其優(yōu)點是具有良好的選擇性，穩(wěn)定性強，脫硝效率高[1]。該裝置常規(guī)安裝在鍋爐省煤器出口至空氣預熱器入口的煙道之間，其技術原理是在適當溫度下（一般要求為280～400℃），還原劑（如NH3）通過催化劑層把NOx催化氧化為氮氣（N2）和水（H2O）。

其中，以液氨為還原劑的脫硝裝置設計中，空氣被電廠普遍采用作為氨與空氣混合系統(tǒng)中的稀釋風來源，也有報道優(yōu)化后改用冷一次風作為稀釋風[2]，空氣的優(yōu)點為可就地取風，且對稀釋風機各項性能指標要求低，缺點是空氣溫度遠遠低于脫硝反應器內的煙氣溫度，由此會造成鍋爐熱量的損失和脫硝系統(tǒng)的溫降，同時，空氣的摻入增加了鍋爐系統(tǒng)煙氣量，給后續(xù)各煙氣處理設備增加了負擔。因此，稀釋風采用空氣對整個機組系統(tǒng)而言不利于節(jié)能減排。

本文以廣東省某實現(xiàn)超低排放的常規(guī)300MW燃煤機組電廠煙氣處理系統(tǒng)工藝流程為例，借鑒以尿素作為還原劑的脫硝裝置優(yōu)化改造理念[3-4]，提出以煙氣回用方式作為脫硝稀釋風的優(yōu)化改造方案，同時根據(jù)改造后的相關數(shù)據(jù)計算分析，用以論證節(jié)能效果，希望能為火電廠節(jié)能減排工作的開展做出一定貢獻。

1 脫硝稀釋風改造設想

以液氨作為脫硝裝置的氮氧化物還原劑，首先需要考慮的是液氨使用的安全性問題。在化學特性方面，純氨氣因遇熱、明火難以點燃而危險性較低，但氨和空氣混合物達到一定濃度范圍遇明火會燃燒和爆炸，如有油類或其他可燃性物質存在，則危險性更高。氨的燃點是651℃，通常不易燃燒，當其被加熱到651℃以上時會立刻燃燒。由此可見，氨氣在一定溫度以下，沒有達到爆炸濃度限值，且不遇明火的條件下不會發(fā)生爆炸危險，如果選用鍋爐尾部煙氣作為稀釋風，能夠滿足機組運行的安全要求。

某實現(xiàn)超低排放的常規(guī)300MW燃煤機組電廠煙氣處理設施工藝流程為：鍋爐燃燒煙氣經省煤器初次降溫后（約350℃）進入脫硝裝置（SCR），脫硝后煙氣進入空預器二次降溫（約130℃），然后進入靜電除塵器除塵，再經引風機送入回轉式煙氣換熱器（GGH）三次降溫，而后依次經脫硫塔、濕式電除塵器和GGH升溫，最后由煙囪排放（約80℃）。該電廠脫硝稀釋風由稀釋風機就地抽取空氣作為風源，空氣送入氨—空氣混合器中與供氨系統(tǒng)提供的氨氣混合后進入SCR前煙道。

本文結合該電廠各流程處煙氣參數(shù)，將稀釋風按如下方案進行優(yōu)化改造（圖1），方案按照不同流程處煙氣特點的不同分為兩種：

圖1 稀釋風機取風布置圖

（1）方案1：中溫高硫型，即直接取引風機后、GGH前的煙氣作為脫硝稀釋風。

（2）方案2：低溫型，即直接取GGH后凈煙氣作為脫硝稀釋風。

2 改造方案對比

上述稀釋風優(yōu)化改造方案與空氣作為稀釋風方式的優(yōu)缺點對比如表1所示。

表1 改造方案對比分析

由表1可以看出，改造設想的兩種方案，通過煙氣回用可以起到較好的節(jié)能降耗效果。其中，方案1因所取用煙氣處于引風機出口處，具有較高壓頭，可取消現(xiàn)有稀釋風機或將其作為備用風源，最具節(jié)能降耗潛質。

此外，對于方案1，因作為稀釋風的煙氣中SO2含量高，在溫度低于200℃時，其與氨氣混合后易生成硫酸銨或硫酸氫銨，存在堵塞噴氨格柵的風險。為消除該風險，可通過對進入混合器前的稀釋風再加熱或混入一定量熱一次風來提高風溫，再加熱的方式則可選擇與空預器前端高溫煙氣換熱或電加熱等方式。

3 系統(tǒng)數(shù)據(jù)分析

取該電廠在不同季節(jié)、不同負荷下相關運行參數(shù)作為計算依據(jù)，對比改造前（稀釋風來源空氣）和按方案1改造后（稀釋風來源煙氣）煙氣參數(shù)的變化，計算結果如表2所示。

其中，溫度、壓力、煙氣量等主要基礎數(shù)據(jù)取自電廠煙氣在線監(jiān)控系統(tǒng)（DCS），并假設改造前后各數(shù)據(jù)不變，其他計算數(shù)據(jù)按理想氣體狀態(tài)，根據(jù)克拉伯龍方程及熱力學定律，以DCS凈煙氣參數(shù)為基礎反向計算得到；計算過程中因沒有實際煙氣的熱力學定壓熱容參數(shù)，該數(shù)值按空氣參數(shù)選定。

從表2中計算結果可以看出，負荷為180MW時，改造前冬季，SCR前煙溫因摻入空氣下降3.2℃，煙氣量增加1.14%；改造前夏季，SCR前煙溫因摻入空氣下降3℃，煙氣量增加1.1%；改造后夏季，SCR前煙溫因摻入熱煙氣僅下降1.7℃，煙氣量增加0.87%，但此時引風機后續(xù)設備風量無增加。負荷為300MW時，改造前冬季，SCR前煙溫因摻入空氣下降2.8℃，煙氣量增加0.85%；改造前夏季，SCR前煙溫因摻入空氣下降2.6℃，煙氣量增加0.83%；改造后夏季，SCR前煙溫因摻入熱煙氣僅下降1.3℃，煙氣量增加0.61%，同樣引風機后續(xù)設備風量無增加。如按照引風機后脫硫塔入口設計風量100萬Nm3/h計算，扣除稀釋風機采用空氣時給系統(tǒng)增加的風量，則改造后相比改造前，實際自SCR后的系統(tǒng)風量減少約0.55%。

表2 系統(tǒng)數(shù)據(jù)計算

由上可見，當采用空氣作為稀釋風時，機組負荷越低或空氣溫度越低，稀釋風對SCR的溫降影響越大，而利用熱煙氣回用進行稀釋風改造，能夠減少SCR溫降達1.3℃。如果把減少的溫降計入空預器吸熱溫度，即假設改造前后排煙溫度下降1.3℃，則改造后能夠提高鍋爐效率約0.05%。

此外，從表中計算結果還可以看出，改造前后SCR前煙氣氧含量和凈煙氣NOx濃度變化非常小，改造方案對SCR性能和污染物排放指標的影響可以忽略，但實際因改造后SCR溫度提高、煙氣量降低，有利于煙氣處理設施性能的提高以及污染物排放濃度的降低。在設備能耗方面，改造后除可節(jié)省原有稀釋風機電耗外，因流經SCR及后續(xù)設備的煙氣量降低，每臺引風機電耗同比也會降低至少1A，二者合計可節(jié)約電耗約40kW·h/h。

4 結論

本文通過數(shù)據(jù)計算和對比分析發(fā)現(xiàn)，對于300MW機組，當采用空氣作為稀釋風時，機組負荷越低或空氣溫度越低，稀釋風對SCR的溫降影響越大。利用經脫硝、除塵后的引風機出口段熱煙氣回用作為脫硝反應器稀釋風具有可行性，且改造后夏季時SCR前煙氣量可降低0.22%，自SCR后實際系統(tǒng)總風量可減少0.55%；改造方案能夠提高SCR系統(tǒng)溫度1.3℃，有利于提升煙氣處理設施性能，鍋爐效率可提高約0.05%。此外，改造后可停用原有稀釋風機，同步降低引風機出力，二者合計可節(jié)約電耗約40kW·h/h。