摘要：根据锅炉烟气超低排放标准，烟气NOx排放浓度不大于50mg/Nm3的目标；同时，环保要求烟气脱硝装置具备锅炉全负荷投运能力。这对锅炉烟气脱硝技术提出了更高的要求。通过对现有脱硝工艺的研究和分析，给出烟气脱硝系统配置方案和脱硝全负荷投运技术方案。
关键词：烟气脱硝；全负荷；优化
一、燃烧过程中NOx的生成与控制机理
热力型NOx：燃料燃烧时，空气中的氮在高温下发生氧化反应。随着反应温度的升高，其反应速率按指数规律增加。当<1000℃时，NO的生成量很少，而当>1500℃时，每增加100℃，反应速率增大6-7倍。
燃料型NOx：由燃料中含氮有机物在燃烧中氧化而成。在600－800℃时就会生成燃料型NOx，在生成燃料型NOx过程中，首先是含有氮有机化合物热裂解产生N、CN、HCN等中间产物基团，然后再氧化成NOx，它在煤粉燃烧NOx产物中占60－80％。
快速型（瞬时反应型）NOx：由于燃料挥发物中碳氢化合物高温分解生成的CH自由基可以和空气中氮气反应生成HCN和N，再进一步与氧气作用以极快的速度生成NOx，其形成时间只需要60ms，所生成的量与炉膛压力0.5次方成正比，与温度的关系不大。
二、烟气脱硝技术研究
1.低氮燃烧技术
燃煤锅炉排放的NOx主要由NO、NO2及微量N2O组成，其中NO含量超过90%，NO2约占5-10%，N2O量只有1%左右。煤粉燃烧过程中，理论上NOx的生成有三条途径，即：热力型、燃料型与瞬态型。其中，燃料型NOx产生于煤粉燃烧初期，所占NOx比例超过80-90%，是通过燃烧控制NOx减排的主要对象。炉内低NOx燃烧技术通过控制炉膛局部区域的燃烧气氛、燃烧温度与停留时间，生成中间产物HCN与NH3，来抑制与还原已经生成的NOx。适用于切圆与墙式燃烧锅炉的低氮燃烧技术主要有低NOx燃烧器、空气分级、燃料再燃及燃烧优化等。
2.烟气脱硝技术
某公司锅炉脱硝装置布置两台SCR反应器，烟气经锅炉省煤器后烟道引出通过SCR反应器进行脱硝反应，再送回空气预热器前烟道。SCR反应区工艺系统主要由烟气系统、SCR反应器本体、氨喷射系统、吹灰系统组成，每台锅炉SCR反应器布置2台稀释风机，氨气与稀释空气的比例不超过5%。SCR反应器本体内装有蜂窝状催化剂，氨气进入反应器后，在催化剂的作用下烟气中的NOX与氨进行氧化还原反应，生成N2和水，达到脱硝的目的。
氨喷射系统主要由喷氨格栅，格栅上有喷嘴，氨/空气混合气体通过喷嘴喷入烟道内，与烟气混合。喷氨格栅前装有氨/空气混合器，氨气与稀释空气在氨/空气混合器中混合，氨/空气按照1：20的比例稀释。喷氨格栅后装有静态混合器，用于均匀的混合喷入烟道中的氨气和烟气。选择性催化还原工艺（SCR）是指在催化剂的作用下，利用还原剂（液氨）来“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O。SCR工艺的催化剂费用通常占到SCR系统初始投资的40%左右，其运行成本很大程度上受催化剂寿命的影响。
三、脱硝全负荷投运技术研究
目前电站锅炉的SCR脱硝装置均采用选择性催化还原工艺，采用的催化剂通常工作温度范围在320-400℃之间。超过温度范围催化剂将不能发挥应有的作用。常规锅炉设计中，会存在如下问题：在机组负荷较高时，脱硝装置进口烟温正好在催化剂正常运行范围；而在机组负荷较低时，脱硝装置进口烟温气温度较低，低于催化剂的正常使用温度。若在低负荷时将脱硝装置进口的设汁烟温提高到满足催化剂的要求，则在高负荷时烟温会更高，引起排烟温度高，锅炉效率低，煤耗量大。因此，一般情况下都按在高负荷时满足较低的排烟温度来进行设计，这将致使电厂在低负荷时只能将脱硝装置解列运行，这已不适应最新的电厂氮氧化物排放化指标的要求。
要实现SCR脱硝装置全负荷运行，技术路线主要有两个：（1）让催化剂适应锅炉烟温，采用低温催化剂替代现有催化剂；（2）让锅炉烟温适应催化剂，改造锅炉省煤器及烟风系统。
1.采用低温催化剂方案
按照催化剂适用的烟气温度条件分类，一般按照不同的温度使用窗口可以将SCR催化剂分为：高温、中温、低温三种不同的SCR催化剂。高温SCR一般指的是催化剂的适用温度在450-600℃及以上，中温SCR是指催化剂的适用温度在300-450℃，而低温SCR是指催化剂的适用温度在300℃以下。目前国内火电厂SCR脱硝系统应用最广泛的是运行温度处于300-450℃的中温催化剂，该催化剂以Ti02为载体，上面负载钒、钨和铝等主催化剂或助催化剂。
根据市场调研，低温催化剂应用较少，设备投资高，因此，在目前降低造价的形势下，采用低温催化剂方案不适合国内燃煤发电厂。
2.采用烟风系统优化方案
主要有省煤器分级布置、省煤器水侧旁路、省煤器烟侧旁路等。
（1）省煤器分级布置方案
目前，锅炉厂为了保证低负荷工况下SCR入口烟气温度，适当调整尾部受热面，同时将省煤器分级布置，将原有省煤器部分（靠烟气下游部分拆除），在SCR反应器后增设一定的省煤器热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口温度在320℃以上的目的，以保证SCR可以在最低稳燃负荷以上所有负荷正常运行。烟气通过SCR反应器之后，进一步通过SCR反应器后的省煤器来吸收烟气中的热量，以保证空气预热器进、出口烟温基本不变，也就是说，在保证SCR最低温然负荷以上所有负荷正常投运的同时，保证锅炉的热效率等性能指标不受影响。
优点：不改变过路整个热量分配和运行、调节方式，随负荷变动可调节范围大，排烟温度基本保持不变，锅炉运行经济性得到保证。
缺点：投资成本相对较高，汽水阻力有所增加。
（2）省煤器水侧旁路方案
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。此方案在50%左右负荷，基本可行（旁路50%给水量，烟气温度基本可以达到320℃），但在更低负荷的时候，需要旁路的给水量太大，将会产生省煤器中介质超温现象，威胁到机组的安全性。旁路量不太大时也有可能发生汽水两相混合不均情况。此外，本方案也会导致排烟温度升高10~30℃，影响机组经济性。并且，对电厂的运行控制方式带来一定的改变。
对于电厂需要调节烟温温度较低（10℃以内）的情况可采取本方案。针对需要提高烟温较多的电厂，此方案的烟温不能满足低负荷时SCR的投运要求。因此，本方案适用性受限。
（3）省煤器烟侧旁路方案
在省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分烟气至SCR接口处，设置烟气挡板，增加部分钢结构。在低负荷时，通过抽取较高温烟气与省煤器出口过来的烟气混合，使低负荷时SCR入口处烟气温度达到320℃以上。
优点：投资成本相对较低，实施简单。
缺点：安全、稳定、可靠性较差。如果烟气挡板的密封性能变差，可能在高负荷时有部分高温烟气从旁路烟道泄露，直接进入SCR装置，这时烟气温度将远高于420℃，对于催化剂来说，将带来灾难性损坏；同时，由于高温烟气被部分旁路掉，造成省煤器吸热损失，可能对整个尾部烟道的热量分配产生不利影响。如果长期不在低负荷运行，也就是挡板门处于常闭状态，可能会导致积灰、卡涩打不开。另外，即使采用此方案性能稳定，可以满足要求，可能导致排烟温度升高20-40℃，影响机组经济性（热效率可能降低1-2%）。并且，对电厂的运行控制方式带来一定的改变。
四、结束语
综合考虑上述几种方案，低温催化剂技术方案由于产品处于研发阶段，目前暂不具备推广阶段；省煤器水侧旁路技术方案对锅炉给水系统控制影响较大，且由于对提升SCR入口烟温幅度有限，故本方案在理论上是可行的，工程上尚无应用。
目前，省煤器分级布置和省煤器烟侧旁路方案均有应用，由于省煤器分级布置方案对原有锅炉布置改动较大，建议新建机组直接采用省煤器分级布置方案，原有机组改造可考虑采用省煤器烟侧旁路技术方案。
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论文作者:燕瑞芬
论文发表刊物:《电力设备》2018年第26期
论文发表时间:2019/1/16
标签：省煤器论文; 烟气论文; 催化剂论文; 负荷论文; 反应器论文; 旁路论文; 温度论文; 《电力设备》2018年第26期论文;