330MW机组低负荷运行脱硝特性研究

2016-10-15杜岩周连升张宇王桂林边疆

资源节约与环保 2016年7期

关键词：调峰氮氧化物烟气

杜岩　周连升　张宇　王桂林　边疆

（1天津国电津能热电有限公司天津3003002国网天津市电力公司电力科学研究院天津300384 3天津市电力科技发展有限公司天津300384）

330MW机组低负荷运行脱硝特性研究

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（1天津国电津能热电有限公司天津3003002国网天津市电力公司电力科学研究院天津300384 3天津市电力科技发展有限公司天津300384）

对低负荷工况下选择性催化剂脱硝装置催化剂存在活性降低的情况进行研究，通过试验手段，对330MW机组低负荷工况下的脱硝系统运行状况进行试验研究。脱硝装置不进行改造，40%低负荷运行期间，可以实现氮氧化物的超低排放要求，但存在氨逃逸过高的潜在隐患。

脱硝；氨逃逸；深度调峰；氮氧化物

1　前言

深度调峰关系到电网的安全稳定及经济运行，并且对新能源电力资源的合理利用起着至关重要的作用。近年来，我国电网峰谷差的增大对火力发电机组深度调峰提出了更高的要求，机组低谷调峰幅度达到40%～50%额定负荷[1]。目前电站锅炉选择性催化剂脱销装置（简称SCR脱硝装置）催化剂通常的工作温度范围在300℃～400℃之间，在低负荷下SCR入口烟气温度会低于SCR催化剂最低使用温度，影响SCR效率甚至退出运行，在现有技术条件下，即使锅炉采用低氮燃烧器，SCR退出运行，锅炉氮氧化物排放也会超过排放标准[2]。

烟气温度是影响SCR脱硝效率的重要因素之一。当烟气温度低时，不仅会因催化剂的活性降低而降低NOX的脱除效率，而且喷入的NH3还会与烟气中的SOX反应生成(NH3)2SO4，(NH3)2SO4附着在催化剂的表面[3]；根据氨逃逸率及硫酸氢氨生成浓度的不同，一般在150℃～230℃及以下温度就可能在空气预热器相应低温区域发生结露，其腐蚀性极强，且温度越低，结露的趋势越严重；与此同时，呈碱性的烟灰会迅速黏附其上，吸收酸露并生成水泥状附着物，很难清除。

为了了解在低负荷工况下，脱硝系统在氮氧化物排放达标时的运行情况，对330MW机组低负荷工况下的脱硝系统运行状况进行试验研究。

2　试验方法

烟道中烟气成分（如NO、O2、NH3等）浓度分布不均匀，采用网格法进行测试，网格布置参照GB/T16157中4.2条的要求采用网格布置方法进行多点测量。

图1　检测测点位置图

在每个测点测量烟气成分浓度的同时，测量烟气中的氧含量，将各网格点烟气成分浓度折算到过剩空气系数1.4后进行算术平均，其结果为该截面烟气成分浓度值。

在测量前后使用不同成分的标气对测量仪器进行标定，至少在测量前、后各标定一次，测量期间发现测量数据异常时也对测量仪器进行标定后并重新测量。

3　机组介绍

本文研究对象330MW亚临界燃煤机组工程锅炉由哈尔滨锅炉有限公司供货，型号为HG-1102/17.5-YM33。锅炉为亚临界压力、一次中间再热、自然循环汽包炉。锅炉采用直流燃烧器，四角切向燃烧，单炉膛、Π型布置，全钢架悬吊结构、平衡通风，固态排渣。本机组制粉系统采用中速磨正压冷一次风直吹式系统。每台锅炉配备五台中速磨，四台运行，一台备用。

燃烧系统采用摆动式水平浓淡燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，燃烧器分为上下两组，一、二次风喷嘴均可上下摆动，一次风喷嘴上下摆动20°，二次风喷嘴可上下摆动30°。

脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR），在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下，脱硝效率不小于80%，脱硝层数按2+1设置。

4　试验结果

表1　试验结果数据汇总

在机组137MW电负荷（42%）工况下，对进组进行了相关试验，包括脱硝装置进、出口烟气成分及温度测试，脱硝出口氨逃逸浓度测试。试验结果如表1所示。

锅炉在启动状态，在42%电负荷工况下，采用了传统的富氧燃烧方式，脱硝入口氧量为9.18%，氮氧化物的生成与炉膛内氧量关系密切，由于炉膛内氧量充足，低氮燃烧器低氮效果较差，氮氧化物生成较高，脱硝入口氮氧化物浓度为349.90 mg/Nm3，远超过设计保证值200mg/Nm3。为了保证脱硝的达到超净排放要求，系统的喷氨量增加了一倍以上，达到了102.82kg/h。

锅炉脱硝系统运行稳定，脱硝效果优良，在低负荷运行期间仍能达到氧化物排放浓度低于50mg/Nm3的要求，可以满足深度调峰工况下氮氧化物的超净排放要求。

通过结果看在低负荷运行期间，脱硝系统入口烟气浓度低于催化剂设计温度，催化剂无法达到最佳的工作状态。在脱硝出口在氧化物排放浓度基本达标的状态下，烟气中的氨浓度均超过设计的3ppm，氨逃逸的情况比较明显。A侧烟气中氨的浓度为21.64ppm，B侧烟气中氨的浓度为12.93ppm，存在一定的安全运行隐患。