[发明专利]设有省煤器再循环系统的脱硝装置及发电机组

说明书

技术领域

本发明涉及脱硝技术领域，特别涉及设有省煤器再循环系统的脱硝装置。

背景技术

我国能源以燃煤为主，烟气中含有大量的二氧化硫和氮氧化物，直接排放会对大气造成严重的污染，影响社会的身体健康，因此控制二氧化硫和氮氧化物的污染，是我国和当今世界亟待解决的问题环境污染已经成为我国重大社会关切问题。

按照《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011要求，对于新建机组及现有机组，采用除“W”型火焰燃烧外的锅炉机组需要实现NOx排放低于100mg/Nm3的限值，对于“W”型火焰燃烧的锅炉机组需要实现NOx排放低于200mg/Nm3的限值。

目前烟煤和褐煤锅炉炉膛出口(SCR反应器前)的NOx排放浓度可以控制在160～350mg/Nm³；贫煤锅炉炉炉膛出口的NOx排放浓度可以控制在350～500mg/Nm³；“W”型火焰燃烧的锅炉炉膛出口的NOx排放浓度可以控制在700～1100mg/Nm³。上述排放指标距离环保标准有相当大距离，必须采取高效率的脱硝技术,目前合适的脱硝工艺为SCR法脱硝技术。SCR法脱硝技术的核心要素是催化剂，一般催化剂的有效反应温度范围为300～420℃左右；在上述反应温度之外效率会大幅降低。而最低的喷氨温度区间为310～320℃或以上，根据煤质条件略有不同，最主要原因是，NH₃在催化剂中和NOx反应时，同时会将部分的SO₂氧化成SO₃；同时NH₃存在一定的逃逸；逃逸的NH₃和SO₃会反应生成硫酸氢胺。硫酸氢胺在空预器中，在不同的温度段存在气态、液态和固态三个状态；液态的硫酸氢胺粘性极强，因此要求在空预器中的硫酸氢胺只在冷段换热面存在，冷段换热面通过镀陶瓷、加强冲洗等手段予以解决。而受到吹灰高度的限值，冷段高度不能无限提高。在目前阶段，如果喷氨温度低于310～320℃，会严重堵塞空预器及催化剂，严重影响机组的安全稳定运行。因此，目前在脱硝工艺中，限制最低喷氨温度为310～320℃。

也就是说，脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷和BMCR的任何工况之间持续安全运行，但是由于催化剂的固有特性，最低喷氨温度需要控制在310～320℃以上，目前多数机组都不能满足上述规范要求。

超(超)临界燃煤发电机组在满负荷(BMCR工况)工况下，省煤器出口(即SCR进口)的烟气温度一般为350℃～380℃之间，在50％BMCR工况以上负荷，省煤器出口(即SCR进口)的烟气温度一般也在310～320℃之上，能够进行喷氨运行。在锅炉最低稳燃负荷(一般为30％BMCR)和50％BMCR负荷之间，省煤器出口(即SCR进口)的烟气温度一般为260℃～310℃之间，不能满足最低喷氨温度要求。

目前国内外解决此技术的办法有如下几种：

(1)设置省煤器烟气侧旁路，提高脱硝装置入口温度；

(2)设置省煤器水侧旁路，降低省煤器中水的流量，提高脱硝装置入口温度；

(3)采用分段省煤器的布置方案，将脱硝装置布置在两段省煤器之间；

(4)对于新建机组，通过提高给水温度，满足低负荷工况下脱硝装置的运行要求。

对于大量的现有投运的超(超)发电机组，需要通过上述(1)至(3)办法解决，但是均存在种种问题或者技术及安全风险，难于实现，目前应用均存在一定的问题，各个技术的特点及存在问题说明如下。

(1)设置省煤器烟气侧旁路。设置省煤器烟气侧旁路脱硝系统的结构图如图1所示，锅炉1在烟道中布置有省煤器2，SCR反应器3和空气预热器4，通过设置烟气侧旁路5，从该旁路通过的烟气不会被省煤器水侧(由省煤器水侧主给水管道13从汽机引入给水流量)吸收热量，从而提高低负荷工况下SCR反应器3入口的烟气温度。但是由于此旁路烟道需要在高温下运行，且需要经常启停，烟气系统中需要设置挡板6，挡板门6在高温高灰工况下难于运行，目前的制造能力和材料状况，此烟气挡板门尚存在较多问题，且难以解决。烟气旁路存在挡板门关不严，造成烟气泄漏，在满负荷运行时会降低机组的运行效率。目前省煤器烟气侧旁路应用较少。