摘要:本文首先对脱硝原理和低负荷时SCR脱硝系统由于烟温低不能投运进行解释，接着分别对SCR脱硝进行全负荷SCR改造的三种方案（增加省煤器烟气旁路、增加省煤器工质旁路、省煤器采取分段布置）进行阐述和对比，给出每种方案的优、劣，为全负荷SCR改造提供依据。
关键词：全负荷SCR脱硝技术；省煤器烟气旁路；省煤器工质旁路；
引言
2014年9月，国家发改委、环保部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划》。《计划》要求，新建机组应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，东部地区新建机组基本达到燃机排放限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度（基准含氧量6%）分别不超过10mg/Nm³、35mg/Nm³、50mg/Nm³。当前，控制火电厂NOX排放的主要技术措施有低氮燃烧技术，烟气SNCR（选择性非催化还原法）脱硝技术和烟气SCR（选择性催化还原法）脱硝技术等。低氮燃烧技术可使锅炉出口烟气NOX浓度大幅度降低，烟气SNCR技术脱硝效率较低，一般为30%～50%，这2项技术目前还达不到国家规定的NOX排放标准。而烟气SCR脱硝技术效率较高，可以达到70%～90%，再结合锅炉低氮燃烧技术，可使火电厂烟气NOX排放满足国家超低排放标准。
1 SCR脱硝原理
SCR选择性催化还原法脱硝技术是目前国际上应用最为广泛的烟气脱硝技术，它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且具有脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。SCR技术原理为：在催化剂作用下，向温度约285～420 ℃的烟气中喷入氨，将NOX还原成N2和H2O。
SCR反应器中的烟气温度一般设计要求为285℃～420℃之间，因为当烟气温度位于300℃～380℃之间时，催化剂活性物的活性最高，催化还原反应效率最高。当烟气温度低于285℃时，用于反应的氨气会和烟气中的SO3反应生成硫酸铵和硫酸氢铵，此时铵盐会对催化剂活性物微孔进行堵塞和加速对催化剂的磨损，降低催化剂的活性；另一方面硫酸氢铵会粘附在空预器的冷端并且会粘住大量烟气中的飞灰造成空预器堵塞。综上所述，当SCR反应器进口烟气温度低于285℃时，SCR脱硝必须退出运行，禁止喷氨。当温度高于420℃，特别是烟气温度高于450℃时，副反应会发生，NH3会被氧化成NO，造成还原反应无法进行，并且高温烟气还会对催化剂造成烧结，大大降低催化剂的寿命。
2 SCR催化剂温度适应范围
根据SCR催化剂温度适应范围，一般分为高温催化剂（450～600℃）、中温催化剂（285～450℃）和低温催化剂（120～300℃）。燃煤火电厂的脱硝装置通常采用高尘布置方案，即布置在尾部烟道的省煤器与空气预热器之间，烟气温度在300～400℃。中温催化剂为V-W-Ti系的金属氧化物催化剂，以TiO2为载体，主要活性材料为V2O5,和WO3，结构形式有蜂窝式、板式和波纹板式，我厂采用了哈锅引进日本三菱重工的技术生产的中温催化剂，三段式布置，蜂窝状结构。
3 机组低负荷运行时烟温状况
根据《火电厂烟气脱硝工程技术规范—选择性催化还原法》要求，火电厂SCR脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷和BMCR（锅炉最大连续蒸发量）之间的任何工况之间连续安全运行。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆煤粉锅炉设计的最低稳燃负荷一般在30%～40%BMCR，但当机组运行在50%BMCR以下时，经常会出现SCR反应器进口烟温低于催化剂最低投运温度的情况，导致脱硝系统效率下降，甚至退出运行，降低了脱硝系统的投运率。
4 提高SCR反应器进口烟温的技术方法
4.1 采用高温烟气加热
《火电厂烟气脱硝工程技术规范—选择性催化还原法》推荐使用该办法，即从锅炉省煤器前或低温过/再热器前引出高温烟气，通过旁路烟道、调节挡板与SCR反应器进口的烟气混合，以调节反应器进口烟温。该方法调节温度方便，调节范围广。若采用省煤器前的高温烟气调节，旁路30%烟气可使反应器进口烟温提高20℃，若采用低温过热器前的高温烟气调节，旁路20%烟气可使反应器进口烟温提高40℃，具体的提温幅度视锅炉负荷和烟气旁路量而定。但该方法会提高锅炉排烟温度，降低锅炉效率。由于调节挡板处在高温区，因此其严密性、灵活性对能否达到调节目的非常重要，如变形造成关闭不严时将使高温烟气大量泄漏，影响锅炉效率，调节挡板发生卡涩时会失去调节作用。
此外，由于旁路的烟气量较大，烟道尺寸也大，给脱硝改造时的布置造成较大的困难，烟气混合时的气流扰动还会造成混合后温度分布的不均匀。
4.2 省煤器分段布置
对于省煤器出口烟温偏低的机组，通过热力计算，可以将部分省煤器面积转移布置到SCR反应器之后的烟道中，从而使反应器进口烟温提高到需要的温度，这样布置基本上不改变水汽系统和烟风系统的流程，不影响锅炉的运行操作和效率。但该方案改造工作量较大，投资费用也高。应当注意的是，该方案使机组在全负荷范围内提高了反应器进口烟温，必须考虑在高负荷时进口烟温是否存在过高的问题。此外，实施脱硝改造工程时应结合考虑该方案，以避免脱硝改造后反应器下部无安装省煤器空间及钢结构荷载不足的问题。
4.3旁路部分省煤器给水
通过旁路部分省煤器给水，可以减少省煤器的吸热量，从而提高省煤器的出口烟温。该方案简单，改造设备少，投资费用也低。但由于水侧换热系数要比烟气侧的换热系数高出近2个数量级，给水流量变化虽然影响水侧换热系数，但对省煤器总的传热系数影响很小，省煤器的吸热量减少有限。本方案中省煤器给水入口处分为主流水量和旁路水量，主流水量进入省煤器中吸热升温，旁路水量则绕过省煤器，最终两者在省煤器出口混合。SCR反应器入口烟温是通过调整旁路水量和主流水量的比例来调节的。经计算表明，由于水侧换热系数远大于烟气侧换热系数(约83倍)，经过给水旁路的调节，SCR反应器入口烟温有一定提升，但烟温提升幅度较小。随着旁路水流量的增加，进入省煤器的主流水量减少，省煤器出口水温升高，严重时会在省煤器出口产生汽化现象，使省煤器无法正常运行甚至烧坏。尽管省煤器出口水温变化很大，但是总的省煤器出口混合水温降低不多，对锅炉主要参数的影响不大。排烟温度则随着SCR反应器入口烟温的提高而不断提高，排烟损失增加，影响锅炉效率。由于给水旁路调节对于省煤器传热系数的影响较小，尽管省煤器吸热量有所变化，但是从热平衡的角度来看，烟气放热量变化不明显，导致需要调节大量的旁路给水才能提高一定温度的SCR反应器入口烟温。因此，认为省煤器给水旁路调节方案的SCR反应器入口烟温调节特性较差。
5 结论
出于日益严格的环保要求，脱硝装置要求全负荷势在必行。目前，很多电厂面临低负荷脱硝投运改造的问题。解决的办法有加装省煤器烟气旁路、加装省煤器水侧旁路、省煤器分级布置等方案。但由于各个机组实际情况不一致，应结合工程实际情况，考虑原有设备的实际布置，考虑低负荷脱硝投运的解决方案。如省煤器烟气旁路方案及省煤器分级布置方案应考虑在实际工程中布置是否存在问题，水侧旁路方案效果能否满足机组实际要求等均应通过详细技术论证，以最优的技术经济性来综合考虑具体低负荷脱硝投运改造方案。
论文作者:邓龙兴,刘贝贝
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年第05期
论文发表时间:2019/7/15
标签：省煤器论文; 烟气论文; 旁路论文; 反应器论文; 催化剂论文; 温度论文; 负荷论文; 《当代电力文化》2019年第05期论文;