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摘要：随着环保形势的日益严峻以及环保政策的不断升级，要求现役机组必须实现严格意义的全负荷脱硝系统运行，本文对宽温催化剂、省煤器烟气旁路、省煤器分隔烟道、省煤器工质旁路、热水再循环技术、弹性回热技术、分级省煤器、烟气补燃技术等8种全负荷脱硝技术方案进行了探讨评价。
关键词：全负荷脱硝 催化剂 省煤器
NOx是主要主要大气污染物之一，NOx排放主要来源于煤的燃烧。目前电厂多通过低氮燃烧技术减少NOx的生成量，通过脱硝工艺（主要采用SCR技术）脱除NOx，从而降低NOx排放量。但是该方式存在一个缺陷，脱硝催化剂正常活性温度区间一般为300℃～400℃之间[1]，然而当机组在低负荷（约50% 以下）运行时，烟气温度较低，如不采取措施提高SCR装置入口烟温，将会导致SCR催化剂严重偏离最佳反应温度窗口，导致脱硝系统无法正常运转，严重时将导致超低排放电价考核停运。
随着风电、光电等清洁能源的大规模并网，其随机性和间歇性对燃煤机组参与深度调峰提出了新的要求，机组会频繁低负荷（50%以下）运行，甚至在非用电高峰期运行在30%以下的负荷区间。最新的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》中明确提出：燃煤发电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，未达标排放的要加快实施环保设施改造升级，确保满足最低出力以上全负荷、全时段稳定达标排放要求。环保部环函[2015]143号文精神“火电厂在任何运行负荷时，都必须达标排放”。因此，脱硝装置全负荷运行是现役燃煤机组技术改造的一个重要课题。
1全负荷脱硝的技术路线
要实现SCR脱硝装置全负荷运行，改造的技术路线主要有两个：（1）让催化剂适应锅炉烟温，采用宽温度窗口SCR脱硝催化剂；（2）让锅炉烟温适应催化剂，改造锅炉省煤器系统及烟风系统等。
1.1催化剂适应烟温
催化剂适应烟温，需采用宽温脱硝催化剂（250～450℃），该催化剂能够有效应对锅炉负荷波动的问题，且改造工程量相对较少，控制简单，且对整个系统没有影响，只需更换催化剂。
据了解，国内很多研究机构都在进行研发宽温脱硝催化剂。郭凤等[1]制备的催化剂活性温度窗口可以达到250～400℃，具有80%的转化率。南开大学、中国科学院过程工程研究所等科研院所也进行过相关的研究工作，不过，SCR催化剂的研发基本处于实验室阶段，目前无法实现规模化商业应用。
1.2烟温适应催化剂
烟温适应催化剂实际上是指通过改造锅炉热力系统或烟气系统对烟温进行控制，提高SCR装置入口烟气温度，达到在任何负荷下脱硝反应器中烟气温度处于300℃～400℃。
1.2.1省煤器烟气旁路
烟道旁路是指在省煤器入口上部烟道与SCR入口前建立旁路烟道，并设置烟气挡板，低负荷时，挡板开启，通过从旁路烟道中的抽取高温烟气与省煤器出口的较低温烟气混合，将SCR装置入口烟温提高到300℃以上或更高。旁路烟道位置根据机组运行情况综合选定，高温烟气抽取位置距离炉膛越近，烟温越高，温度调节范围越大，调节也越灵敏。由于抽取的高温烟气未经省煤器换热，会对机组热效率有轻微影响。该技术投资低；调节灵活，运行简单；提升烟温效果较好；但挡板门易积灰、卡涩，占用空间较大。
天津北疆电厂#2机组（1000MW）采用了烟气旁路改造，40%负荷时，烟气温度能提高25℃作用，满足脱硝系统投运需要[2]。
1.2.2省煤器分隔烟道
在省煤器烟道内设置分隔板形成数个通道，低负荷时，通过关闭相应的挡板以减少烟气通道，达到减少省煤器吸热量的目的，提高省煤器出口处的烟气温度。该技术工程量小，控制简单；但挡板门可能积灰、卡涩，低负荷运行时省煤器磨损风险加大，锅炉效率有所下降。
上海吴泾电厂#11机组（300MW）采用省煤器分隔烟道改造方案，在较低的123MW负荷（41%负荷）工况下，能保证SCR入口烟温达315℃以上，脱硝装置可以投入运行[3]。
1.2.3省煤器工质旁路
在省煤器进口集箱前设调节阀和布置相应的管道，旁路掉的部分给水直接引至省煤器出口集箱，减少给水的在省煤器中的吸热量，提高省煤器出口烟气温度。该技术投资少，改造工程量小，控制可靠性高；但旁路水量大，调节范围小，操作不当会省煤器运行的安全性。
上海漕泾电厂#2机组（1000MW）采用该方案，机组在40%负荷时，调温阀开度达到100%，烟温提升15℃左右[4]。
1.2.4热水再循环
对于亚临界汽包锅炉来说，利用循环泵输送部分高温饱和水至省煤器进口联箱进行混水，达到提高省煤器进口水温，减少吸热量，提高省煤器出口烟温。该技术适用于亚临界汽包锅炉，工程量小；但烟温提升有限，会影响锅炉效率。
内蒙古某电厂（600MW）通过热水再循环改造，35%负荷时，烟温预计能从293℃升至315℃[5]。
1.2.5弹性回热技术
该技术指从汽轮机高压缸上选择一个合适的抽汽点，将该抽汽引入额外设置的0号高加在机组低负荷时投运该路抽汽，加热给水，减少给水在省煤器中的吸热量，提高出口烟温。该技术能提高热循环效率，机组稳燃性能好；但系统复杂，投资较大，需要一定的布置空间。
李励[6]通过仿真研究证明在低负荷下SCR系统能够实现高安全高效运行。上海外三发电厂即采用这种技术，结果证明SCR系统运行良好。
1.2.6分级省煤器
该技术将省煤器一分为二，拆除靠近烟气下游的原省煤器部分受热面，并在SCR装置后增加部分受热面，给水经过SCR装置后的省煤器，然后再折返至前面的省煤器，减少给水在前省煤器中的吸热量，以提高SCR装置入口烟温。该技术不影响锅炉整体效率，特别适用于新建机组，但缺点是改造工程量大，投资费用高，需要一定的布置空间。
表1 几种技术路线的对比.png)
曹慰[7]介绍了某电厂（600MW）进行分级省煤器技术改造后，能够实现机组在250MW负荷脱硝装置入口烟温提高20℃以上，系统可以投运。
以上6种提升SCR入口烟温的技术基本上能够实现机组低负荷（30%~50%）运行时脱硝系统烟温需求，实现宽负荷脱硝。但是对于锅炉点火至最低稳燃工况（0%~30%）之间，则脱硝系统不能投运。
1.2.7烟气补燃
烟气补热技术是在脱硝入口烟道设置外部热源（天然气或者油），能够真正实现在锅炉从点火到最低稳燃工况之间的非稳燃工况下，满足SCR脱硝的烟气温度要求，实现严格意义的全负荷脱硝，即锅炉启动，脱硝系统即投运。
李曼丽[8]等人分别研究了燃油和燃气补燃技术的优缺点，指出燃油补燃更容易污染催化剂，系统更复杂，初投资更高。据了解，烟气补燃技术目前尚无运行业绩。
2几种技术路线的对比
几种全负荷脱硝装置改造的技术路线的对比见表1。
5 结论
随着环保形势的日益严峻以及环保政策的不断升级，机组如何实现严格意义的全负荷脱硝系统的稳定运行，是许多现役燃煤机组面临的问题。本文介绍了几种全负荷脱硝技术改造的方案，在实际工程应用中，应结合不同电厂的实际情况，综合比较确定。
参考文献
[1]郭凤，余剑，牟洋，等． 宽工作温度烟气脱硝催化剂制备及反应机理研究［J］．燃料化学学报，2014，42( 1) : 101－109．
[2]魏刚，蔡继东.烟气旁路实现百万等级超超临界锅炉宽负荷脱硝的应用[J].锅炉技术.2016,(2)：43-45.
[3]李峰，朱宰基． 宽负荷脱硝改造的探索和实践［J］．发电设备，2016，30( 2) : 116－119．
[4]张南放．1000 MW 机组电厂宽负荷脱硝研究与应用［J］．上海节能，2016( 12) : 662－666．
[5]王憧北.应用热水再循环技术实现宽负荷脱硝[J].锅炉技术.2018,(4)：71-75.
[6]李励.基于弹性回热技术的低负荷SCR脱硝系统性能研究[J].电力与能源.2016,(6)：740-745.
[7]曹慰，王憧北.应用分级省煤器技术实现宽负荷脱硝[J].锅炉技术.2015,(6)：21-24.
[8]李曼丽，杨志忠，张山鹰，等．非稳燃工况脱硝的烟气温升装置［J］．东方锅炉，2016( 1) : 26－28．
论文作者:王光磊1,吕玉贤1,刘义达1,高绪栋1
论文发表刊物:《电力设备》2018年第22期
论文发表时间:2018/12/12
标签：省煤器论文; 负荷论文; 烟气论文; 催化剂论文; 机组论文; 技术论文; 旁路论文; 《电力设备》2018年第22期论文;