深度調峰燃煤鍋爐超凈排放關鍵因素分析

王桂林 甘智勇 周義剛 王 森 邊 疆

（1國網天津市電力公司電力科學研究院 天津 300384 2天津市電力科技發(fā)展有限公司 天津 300384）

深度調峰燃煤鍋爐超凈排放關鍵因素分析

王桂林1甘智勇1周義剛1王 森1邊 疆2

（1國網天津市電力公司電力科學研究院 天津 300384 2天津市電力科技發(fā)展有限公司 天津 300384）

受當前社會經濟的影響，電網峰谷差越來越大，電網調峰面臨壓力越來越大。大型燃煤火電機組作為電網調峰的主力軍，擔負調峰的任務也越來越重。本文介紹了當前燃煤電廠主要使用的脫硫、脫硝、除塵技術，分析了深度調峰對鍋爐超凈排放SOx、NOx以及粉塵排放的影響因素，對今后保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行進行了展望。

深度調峰；安全穩(wěn)定；超凈排放

引言

燃煤電廠是我國各種污染物的主要排放源，約90%的硫氧化物，67%的氮氧化物，還有70%的粉塵和43%的汞及相關化合物源于燃煤排放[1]。2014年國家發(fā)改委、環(huán)境保護部和能源局三部委聯合制定頒布《煤電節(jié)能減排升級與改造計劃（2014-2020年）》，要求東部發(fā)達地區(qū)新建燃煤機組污染物排放濃度接近燃氣輪機組污染物排放水平，即在基準含氧量6%的條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放限值不大于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3，現役機組經過改造后也要達到標準[2]。

燃煤機組深度調峰在給電網帶來盡可能多的調峰容量外，對自身運行也產生一定的影響。本文介紹了超凈排放技術與常規(guī)煙氣處理技術改造本質區(qū)別，對燃煤機組深度調峰對超凈排放脫硫、脫硝、除塵三方面影響進行分析，希望對燃煤電廠超凈排放技術改造提供借鑒。

1 深度調峰對燃煤機組脫硫的影響

目前燃煤發(fā)電機組深度調峰時一般不采用投油穩(wěn)燃，對脫硫的影響微乎其微。但在極低負荷情況下，深度調峰燃煤發(fā)電機組還需采取投油穩(wěn)燃措施。此時煙氣旁路封閉，未完全燃盡的燃油和燃油產物全部經過脫硫吸收塔內，與脫硫漿液產生一系列物化反應，嚴重時導致脫硫漿液“中毒”，影響脫硫系統(tǒng)的正常運行。這主要原因是由于吸收塔漿液“中毒”引起，未燃盡油污隨煙氣進入到脫硫吸收塔中，吸收塔內的雜質含量增加。未燃盡油污在脫硫劑石灰石、亞硫酸鈣表面形成一層油膜，阻止了石灰石的進一步溶解;油膜的存在對于煙氣雜質吸收加強，漿液中 Mg2+，Al3+，Cl-離子，碳核、多環(huán)芳烴、重金屬Hg、Mg、Cd等含量增加，這些物質均會對Ca2+與HSO3-反應有抑制作用，降低了漿液的PH值，導致脫硫效率的降低。

投油對脫硫塔內液位有一定影響，油污含有的有機成分在吸收塔內受到強擾動影響極易生成細碎的泡沫，在漿液表面上大量聚集。當前吸收塔的液位測量一般使用壓差式液位計，在DSC上顯示的液位是通過測量的壓差與吸收塔內漿液密度計算得到，如圖1所示:

圖1 吸收塔液位計示意圖

計算公式為：H=H1+H2

其中：H——吸收塔漿液池高度；H1——吸收塔壓力變送器至塔底標高；H2——吸收塔壓力變送器至漿液池面標高；P——壓力變送器測量值；ρ——取樣處漿液密度值。

由于泡沫的存在，實際液位值遠高于DSC顯示的液位值，從而導致漿液溢流現象發(fā)生。漿液溢流量較大時，溢流管不能將漿液全部排凈，造成漿液沿吸收塔入口流入煙道。一旦漿液中的硫酸鹽、亞硫酸鹽隨漿液滲入到防腐內襯，就會導致其體積膨脹，應力增大，造成防腐層剝離。對于無防腐層的煙道，漿液會直接腐蝕煙道，降低煙道的使用壽命。鍋爐低負荷運行時，過量空氣系數大，煙氣中含氧量大，生成的SO3更多，加劇了尾部煙道的腐蝕。

2 深度調峰對燃煤機組脫硝的影響

2.1 主要NOx超凈排放技術

我國當前新建燃煤電廠基本都配備了先進的低氮燃燒器與SCR選擇性催化還原聯合脫硝技術。NOx超凈排放技術本質上與常規(guī)燃煤機組脫硝技術是相同的，主要區(qū)別在于低氮燃燒燃燒技術上的優(yōu)化以及在SCR脫硝催化劑填裝層數增加。使用常規(guī)低氮燃燒器生成的NOx約75%是在燃盡風區(qū)域生成的，通過改進燃燒器調整二次風與燃盡風的比例，就可以有效降低燃燒產生的NOx。對SCR脫硝系統(tǒng)的改造，通過增裝催化劑層數，最終使得綜合脫硝效果滿足超凈排放要求。

2.2 深度調峰對脫硝的影響

現在電廠配備的脫硝系統(tǒng)技術已經成熟，脫硝效率也較高，主要存在的問題就是低溫狀態(tài)下無法正常投入運行和催化劑中毒失活。在深度調峰時，鍋爐進入低負荷運行狀態(tài)，對于爐膛內部NOx生成情況，爐內溫度降低，爐膛內NOx生成量減少。原因主要包括：（1）投入的燃料量大幅度減少,燃料含氮總量減少；（2）爐膛溫度對熱力型NOx生成有直接影響，爐膛溫度降低，熱力型NOx生成趨勢明顯下降；（3）在一定范圍內燃料型NOx也受溫度影響生成量減少。

SCR催化還原脫硝技術是利用氨作為還原劑，多數以TiO2作為載體，在以V2O5或者V2O5-WO3或者V2O5-MoO3作為催化劑情況下進行的一系列催化還原反應，為增大反應物的接觸面積將反應單元制成蜂窩式、板式或波紋式3種類型?；痣姀S低負荷脫硝研究表明：當負荷降至50～60%時，排煙溫度已經低于催化劑正常持續(xù)運行溫度范圍320～420℃。低至一定程度后脫硝設施會退出運行，因此造成氮氧化物超標。長期低負荷運行，鍋爐排煙溫度低會造成催化劑使用壽命的大幅度縮短。不同的催化劑適宜反應的溫度不同，但是低于催化劑溫度下長期運行都會造成催化劑活性降低；鍋爐低負荷運行時生成SO3的量增加，SO3與還原劑NH3發(fā)生反應生成（NH4）2SO4、NH4HSO4沉積在催化劑上，催化劑孔道發(fā)生堵塞、比表面積減小，進一步降低催化劑活性。導致SCR法高效率的脫硝優(yōu)勢無法體現，催化劑的不可逆性失活也增加了燃煤電廠的經濟投入。

鍋爐低負荷下運行，燃燒燃料量減少，鍋爐排煙量減少，煙氣流速降低。脫硝裝置長期在低煙氣流速下運行，其積灰的可能性增加，尤其是對于鍋爐吹灰裝置吹灰效果較差的機組和只裝有聲波吹灰裝置的脫硝裝置。實踐證明其積灰程度明顯增加，積灰同時也會阻礙氮氧化物的催化還原反應，積灰還會造成催化劑壽命縮短、脫硝效率降低以及氨逃逸等一系列問題。

3 深度調峰對燃煤機組除塵的影響

3.1 主要除塵超凈排放技術

目前燃煤機組超凈排放除塵技術主要有低低溫靜電除塵技術、濕式電除塵技術、電袋負荷除塵技術、旋轉電極靜電除塵技術、高頻電源技術等。當要求超凈排放除塵率達到99.8%～99.85%時，使用常規(guī)電除塵加高頻電源或者旋轉電極即可滿足要求；而要進一步提高電除塵效率，達到高于99.85%的水平，常規(guī)電除塵已經不能滿足要求，可選用低低溫電除塵器技術或超凈電袋除塵技術。

3.2 深度調峰對除塵的影響

低低溫靜電除塵技術在國際范圍內已經獲得成應用，在我國華能長興電廠、華能北京熱電廠、國華三河電廠等超低排放燃煤機組均采用了這項技術。這項技術與常規(guī)靜電除塵技術相比，在原有靜電除塵器前加裝了低溫省煤器，除塵器入口煙氣溫度降低至90～100℃。除塵器上游煙氣飛灰濃度較大，安裝低溫省煤器后煙氣溫度低于酸露點溫度，煙氣中硫酸亞硫酸蒸汽等酸性氣體發(fā)生凝結聚集在省煤器管壁并粘附飛灰，造成低溫省煤器的低溫腐蝕。

機組進行深度調峰時煙氣溫度降低,煙氣中飛灰比電阻降低，同時除塵器入口煙氣流量減少，使得除塵器的除塵效率提高；與此同時，由于除塵器入口煙溫的降低，煙氣中部分SOx、HCl蒸汽等將聚集粘結吸附于飛灰顆粒表面形成一層液膜。研究結果表明，低溫狀態(tài)下，亞微米顆粒表面S含量將明顯增加，全部粒徑范圍內的飛灰顆粒表面Cl含量增加。S、Cl成分含量增加將加強飛灰表面的導電性，有助于進一步降低飛灰比電阻。飛灰顆粒粘度增加，有助于細微顆粒聚集為大顆粒，加強除塵器對灰顆粒的捕獲。但負荷的降低使得低溫省煤器出口溫度更低，酸性氣體更容易凝結，對于其后的除塵器，腐蝕性物質易粘結于除塵設備上，影響設備正常運行。

結語

燃煤火電機組長期在低負荷下運行對超凈排放影響主要包括：

（1）負荷降低，鍋爐脫硫效率降低；脫硫漿液易發(fā)生中毒現象；脫硫塔內對液位的監(jiān)測不準導致易發(fā)生漿液溢流現象；漿液酸性增加導致脫硫設備腐蝕加重。

（2）SCR脫硝系統(tǒng)脫硝效率降低；較低的煙氣流速導致飛灰在催化劑表面聚集，造成催化劑堵塞；過量空氣量的增加使得煙氣中SO3含量增加，與催化劑發(fā)生反應降低催化劑活性；催化劑長期低溫下易發(fā)生永久性失活。

（3）對于靜電除塵系統(tǒng)，低負荷狀態(tài)有利于除塵系統(tǒng)對飛灰的捕捉；但是除塵器周圍較低的煙氣溫度造成酸性氣體的凝結，加劇低溫省煤器與除塵器的腐蝕。

[1]趙永椿,馬斯鳴,楊建平,等.燃煤電廠污染物超凈排放的發(fā)展及現狀[J].煤炭學報,2015,40(11).

[2]中華人民共和國環(huán)保部.火電廠大氣污染物排放標準(GB13223—2011)[S]