摘要：针对燃煤机组在启动并网和调峰阶段，由于脱硝装置SCR入口处烟气温度较低而无法正常投入使用，导致氮氧化物排放浓度出现超标的问题，文中从运行方式和技术改造两个方面分析了燃煤机组实现宽负荷脱硝的可行性。机组的运行方式调整无法满足频繁的机组深度调峰需求，但技术改造可以实现燃煤机组的宽负荷脱硝目标。
关键词：锅炉；SCR；全负荷；宽负荷
引言
燃煤电厂为NOx的主要排放源之一，控制好燃煤电厂的NOx排放浓度是改善大气环境的一项重要举措。国家标准和相关政策法规对NOx排放浓度做了严格的限定，如《火电厂大气污染物排放标准》规定锅炉NOx排放的浓度必须严格低于100mg/m3。国家发展和改革委员会、环境保护部、国家能源局联合发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知要求重点推进现役燃煤发电机组大气污染物达标排放环保改造，确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达标排放的要求，同时规定重点区域的锅炉NOx排放浓度要满足超低排放要求，即低于50mg/m3。为了满足日益严苛的NOx排放标准要求，电厂进行了脱硝装置升级改造。
1机组调峰对SCR运行的影响
SCR脱硝的核心是钒钛基催化剂，催化剂中的活性成分为V2O5。烟气中的NOx与氨基还原剂在SCR催化剂的作用下生成氮气和水。另外，烟气中的SO2在SCR催化剂中的V2O5催化作用下被氧化成SO3，对SCR的运行产生不利影响。脱硝反应逃逸的氨会与烟气中的SO3反应生成硫酸氨和硫酸氢氨（通称ABS）。在一定温度范围内，ABS为液态，易渗入脱硝催化剂毛细微孔，阻碍烟气中NH3与NO扩散到催化剂活性颗粒表面进行还原反应，引起催化剂活性降低或失效，造成催化剂中毒。为了预防催化剂中毒，烟气脱硝装置通常设定最低连续喷氨温度。根据目前已投运的SCR脱硝装置，催化剂一般允许运行温度区间在310～420℃，少数电厂控制SCR最低运行温度在300℃左右。因此，在低负荷下SCR入口烟温低于最低连续喷氨温度时，应停止喷氨，或短期喷氨，然后尽快提高负荷以利用高温烟气将氨盐气化，或采取其它措施提高SCR的入口烟温。
在实际运行中，大型燃煤机组在较低调峰负荷下无法满足SCR投运的喷氨最低温度要求。为了保证脱硝系统的正常投运，机组通过增加运行氧量、调整磨组组合、破坏真空等运行方式来提高SCR入口烟气温度，但会对机组运行的经济性造成不利影响。对于多数燃煤机组，锅炉在35%BMCR负荷以下及机组启停阶段，由于烟气温度达不到最低喷氨温度要求，脱硝系统经常退出投运，无法实现机组在全负荷工况下脱硝。锅炉NOx排放超标，会造成尾部空气预热器堵灰，给空气预热器的安全稳定运行带来隐患，影响机组的长期安全稳定运行。
2现有宽域脱硝技术路线
要实现SCR脱硝装置宽负荷运行，技术路线有2种：（1）使SCR区域烟气温度达到脱硝系统投入的要求，需要对尾部烟道水侧或烟气侧系统进行改造，实现对SCR区域烟温的控制；（2）使催化剂运行温度适应低负荷下SCR区域的烟气温度，需采用低温催化剂同时脱除烟气三氧化硫。目前，低温催化剂及三氧化硫脱除技术尚处于研发阶段，没有相关应用业绩，因此，目前各电厂均采取的是第一种技术路线，主要是从水侧和烟气侧进行改进，其中水侧主要方案有分级省煤器、省煤器水旁路、给水加热，烟气侧方案有省煤器烟气旁路等。
2.1分级省煤器
分级省煤器，其原理是在进行热力计算的基础上，将原来布置在SCR反应器前的省煤器受热面分为2级：一级布置于SCR前，二级布置于SCR后。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口烟气温度的目的。二级省煤器吸收通过SCR后的烟气热量，保证进入空气预热器的烟气温度与改造前一致。
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一级、二级省煤器受热面吸热比例的分配主要是受SCR催化剂的最高温度限制，SCR反应器前省煤器的吸热量必须保证在最高负荷情况下，进入SCR反应器的温度不高于420℃，所以省煤器分级布置方式在低负荷烟温的提高量受到一定的限制。
省煤器分级布置方案可提高烟气温度约为30℃，而在初始点火约100℃的烟温下，即使整个省煤器布置于SCR反应器后方，也无法满足点火初期SCR反应器进口烟气温度320℃的要求，不能实现全负荷脱硝的要求。
2.2省煤器水旁路
省煤器水旁路，是在省煤器进口集箱以前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至下降管，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。省煤器水旁路方案SCR入口烟温提升约10℃，在机组约50%负荷，省煤器后烟气温度可达到320℃，但是在低于50%负荷时，为达到烟气温度的要求，需要旁路的给水量太大，省煤器受热面冷却不足，可能会产生超温现象，威胁到机组的安全性。
2.3给水加热
给水加热技术，是指从外界抽取一定温度的蒸汽，将该抽汽引入给水中，在SCR烟气温度无法满足SCR投运要求时，投运该路抽汽，提高给水温度，降低省煤器从烟气中吸收的热量，从而提高省煤器出口烟气温度，保证SCR的投入，实现宽负荷脱硝的功能。
3全负荷脱硝方案
3.1尾部烟道燃油补燃
在省煤器和SCR反应器之间的烟道，设置烟道燃油燃烧装置，利用燃油燃烧的热量，加热原有的烟道烟气，提高SCR入口烟气温度，保证从点火开始SCR入口的烟气温度均能满足SCR的投入要求，从而实现全负荷的脱硝。由于燃油燃烧火焰较长，为保证火焰不对SCR催化剂产生影响，需保证燃油燃烧器与SCR反应器之间的烟道长度。为减少燃油不完全燃烧的油污对后续设备的影响，在省煤器和SCR反应器之间的烟道单独设置燃油燃烧室。
3.2省煤器中间集箱流量调节
省煤器加中间集箱，即原省煤器受热面面积不变，把省煤器分成高温段和低温段，在两级省煤器中间增加一个中间集箱和一套流量调节系统。在低负荷运行时，通过控制低温段省煤器的流量可以达到减小低温段省煤器受热面吸热的目的，采用该方案投资低、改造工作量小，改造效果与给水旁路方案相似，在低负荷运行期间，SCR入口烟温提升有限。
3.3省煤器烟气分隔挡板
该方案采用省煤器内置多通道技术，通过控制两侧和中间通道的烟气流量分配实现省煤器出口烟温的提升。随着锅炉负荷降低，省煤器出口烟温达不到脱硝要求时，两侧烟气挡板动作逐渐关小，使烟气向中间段流动，省煤器换热面积减少，出口烟温上升，当达到SCR最低运行烟气温度时，挡板动作停止。
结语
目前，电厂普遍使用的全负荷脱硝改造技术，只是在一定程度上进一步降低脱硝投入的负荷，只能算是宽负荷脱硝改造技术，无法达到从点火开始的任何负荷脱硝的要求。对于新建项目，在设计阶段可考虑采用能量补充方式的全负荷脱硝，当前可行的能量补充方式为燃油补燃和燃气补燃，燃油补燃由于在尾部烟道存在油滴污染，所以对于燃气补燃条件的项目，优先选择使用燃气补燃方案。
参考文献
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论文作者:王乾沩
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年第04期
论文发表时间:2019/7/15
标签：省煤器论文; 烟气论文; 负荷论文; 温度论文; 机组论文; 催化剂论文; 反应器论文; 《当代电力文化》2019年第04期论文;