火电厂脱硝改造及对锅炉系统的影响

火电厂脱硝改造及对锅炉系统的影响

黄英涛

(国家电投河南电力有限公司平顶山分公司河南平顶山467312)

摘要：火电厂在对烟气脱硝设备进行技术改造时，应当全面分析改造过程对锅炉系统产生的影响，并采取合理可行的改造方案，把对锅炉系统运行安全性和稳定性的影响降至最低程度，使火电厂的生产能效得到保障。

关键词：火电厂；脱硝改造；锅炉系统；影响

1火电厂烟气脱硝技术工艺概况

在我国，煤炭约占能源结构的3/4，火电厂则是以煤炭作为主要燃料进行电能生产的场所，煤炭在燃烧的过程中会产生烟尘，这是造成大气污染的根源之一。烟气脱硝是解决火电厂生产中NOx排放的重要技术措施。目前国内火电厂中使用较为普遍的烟气脱硝工艺包括干法脱硝和湿法脱硝，前者又分为SNCR和SCR两种方法，后者主要是臭氧氧化吸收法。烟气脱硝的基本技术原理如下：当燃料在锅炉当中基本燃烧完毕后，借助还原剂，将气体中的NOx还原成氮气。在烟气脱硝的过程中，还原剂是关键因素，比较常用的有尿素、氨水等。按照催化剂设备架设的高度，可将烟气脱硝工艺细分为高位烟尘段和低位烟尘两种，前者具有如下技术特点：烟气温度较高，对催化剂具有加速和提效的作用，前期投入的资金较少，运维费用合理，是国内火电厂的首选方式。后者最为突出的技术特点在于能够显着减少烟气中的飞尘含量，但它的构建过程复杂性较高，并且需要投入大量的资金，运维费用大，所以仅有部分资金和实力雄厚的大型火电厂应用该工艺进行烟气脱硝。

2氮氧化物排放浓度不能达标的主要原因

2.1影响脱硝效率的因素

由于各个区域的煤质不同，造成煤炭混烧的情况一致存在，因此，燃烧一些低热量的煤炭会出现很大的烟气；反之，若是采用一些高热量的煤质，所产生的烟气量也会非常少。若是煤质热值比较低，其水分就比较少，燃烧所产生的烟气温度也会非常高，烟气量通常在一定基础上就会使得脱销率降低。煤质所产生的变化使得对SCR装置和催化剂的要求也会很高。

2.2烟气的温度

氮化物脱销率影响因素主要就是因为锅炉排烟温度不同。火电厂在对SCR法选择中，锅炉的烟气温度范围通常在871～1038℃，还原剂主要就是氮，其产生相应的变化；温度在没有达到871℃时，反应会不完全，使得脱销率降低，其中的氮自身的逃逸率也会提升，使得双重污染产生。SNCR法也可以应用尿素作为还原剂，和水进行混合调成一定浓度的液体，继而将其加入到温度为927～1093℃的烟气当中，以此确保其和喷氨相同的效果。

3火电厂脱硝改造对锅炉系统影响

3.1对锅炉燃烧的影响

应用低氮燃烧器和脱硝工艺结合的方式，可以对烟气当中的氮化物含量实现合理的控制，以此将其含量减少，从而将烟气中的氮化物及时的脱除。在通过这种方式改造之后，一般，氮化物的排放量可以有效的控制在60mg/m3以内。低氮燃烧的原理主要是：对氮化物进行抑制，同时应用二次燃烧的方法，可以使得在实际的燃烧当中，氮化物降低到40%左右。例如，某火电厂，该火电厂有两台锅炉系统，其使用的主要就是直流燃烧器，为了能够将锅炉的燃烧效率提升，火电厂管理人员和技术人员研究之后对锅炉燃烧器实施改造，选用低氮燃烧技术，具体主要就是，在主燃烧器上部，进行高位和低位分离尽风的设置，同时进行还原性气氛的设置，以此来对氮化物的生成实施抑制。在对于燃烧器的改造中，在对锅炉系统运行效率不产生影响的基础上，对风箱合理改造，采用新增设的尽风系统，使得煤粉管道能够保持相应的性能，以此使得其对锅炉燃烧系统正常运行不会产生影响。

3.2空预器改造方案

3.2.1传热组件更换

空预器原中温段用DU波形，为微观流道开放型设计，虽然换热效果不错，但吹灰穿透深度不够，难以在出现深度较高的堵灰后及时用蒸汽吹去，现需要对使用的传热组件波形进行改进，使用微观通道为封闭型的波形，可以有效增加蒸汽吹灰深度到1m以上。将原来的热端传热组件高度提升50mm，DU3波形；原中段层传热组件（高度775mm，DU3波形）和冷段传热组件合并更换为搪瓷表面传热组件（高度1000mm，TC-1抗堵波形）。

3.2.2转子结构改造

中温段和冷端传热组件合并后，转子上的传热组件更换门高度将不足以从侧面抽出新的冷端传热组件，需对转子结构进行改造，采用方式为向下延伸横向隔板，由横向隔板直接承重，取消冷端转子栅架（可以减少传热组件吹灰遮挡物），封闭转子壳板上的冷端传热组件调换门。

3.2.3清洗装置

为防止空预器积灰影响传热效率，仅配置蒸汽吹灰器并不能对空预器内积灰进行彻底清理，还需要配置高压水清洗系统。正常运行中采用蒸汽吹灰，空预器停运后采用高压水进行彻底清理。

3.3吹灰系统

因为铵盐及飞灰中的小颗粒沉积在催化剂的小孔中，致使烟气不能顺利流通，这样就会阻碍NOx、NH3到达催化剂活性表面，引起催化剂钝化。对此，除合理进行系统设计，选用合适的催化剂内烟气速度外，很重要的一点就是要对催化剂定期吹灰，本系统采用半伸缩耙式蒸汽吹灰器与声波吹灰器联合吹灰方式。

3.4稀释风机

氨在空气中的体积浓度达到15～28%时，会形成II类可燃爆炸性混合物。为保证注入烟道的氨与空气混合物绝对安全，喷入反应器烟道的氨气应为经空气稀释后的8%以内的氨气混合气体。稀释风机应能适应锅炉40～100%BMCR负荷下的正常运行，并留有一定裕度，风量裕度不低于10%（设计工况下的最大风量），风压裕度不低于20%。

3.5脱硝SCR改造

SCR烟气脱硝技术现在相对来说在世界上有很多的国家在使用，同时这也是最成熟的脱硝技术。国内现在很多的电厂都是采用这一技术，脱硝的效率也是十分之高达到了80%～90%，但是这一技术由于受场地的限制所以在一些老厂不是特别的适用。现在可以使用催化剂来进行进一步脱除NOX，但是这个要在锅炉的省煤器与空预器之间挤出一个容纳催化剂的空间，这样催化剂才会更还的进行选择性催化还原反应。这是脱硝SCR改造中比较节省成本的方法。

3.6脱硝运行调整

新增脱硝装置后，在高负荷情况下，机组AGC投运的情况下，烟气中NOX的调整需要主机和辅机相互配合才能达到要求：脱销值班员应按《脱硫、脱硝值班员汇报流程》及时向当值值长汇报并请求进行燃烧调整，脱硝值班员在汇报出口NOx后未对数据进行跟踪调整，在集控值班员配合脱硝进行燃烧调整下，及时调整喷氨量，控制出口NOx。主机上要及时应对锅炉氧量严重过剩的情况，跟踪不灵敏，导致风煤比太大，从而引起出口NOx超标。可见加装脱硝装置后，想达到脱硝参数的环保外排的要求需要主辅机协同配合才能完成。

结论

总之，在对烟气脱硝设备进行改造当中，需要对改造当中对于锅炉系统所产生的影响综合分析，同时采用科学合理的改造方法，对锅炉运行安全和稳定性的影响降低，这样才能够使得火电厂的生产效率提升。

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