摘要：随着我国经济的飞速发展，能源消耗逐年增加，随之而来环境问题日益凸显。目前国内采用低氮排放控制技术的燃煤机组在额定工况下基本能满足排放要求，但在低负荷时，由于SCR入口烟温低于催化剂正常工作温度窗口而导致脱硝系统无法投运，针对这一问题的主要对策有增加省煤器旁路、提高锅炉给水温度以及开发宽温度窗口SCR脱硝催化剂。鉴于此，本文主要分析SCR脱硝全负荷技术。
关键词：电站锅炉；SCR脱硝装置；全负荷技术
常规电站锅炉，在整个锅炉烟气流程中，空气预热器之前的最后一级锅炉受热面为省煤器，目的是降低预热器进口烟温，节省燃煤消耗量。SCR脱硝装置布置在省煤器和预热器之间。目前电站锅炉的脱硝装置均为选择性催化还原类，采用的催化剂通常工作温度范围在300~400℃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计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，技术改造路线有两个：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等。因烟气低温SCR催化技术尚不成熟，没有应用于工程实践的低温脱硝催化剂剂，因此目前只能采用技术2。
采用技术路线2，提高脱硝装置SCR入口处烟气温度，一共有两种方案供选择，即：设置给水旁路和设置烟气旁路。下面对这两种方案及其优缺点进行简单的介绍：
一、给水旁路
图1
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。此方案在机组50%负荷左右，基本可行,省煤器后烟气温度可达到320℃，但在更低负荷的时候，需要旁路的给水量太大，在省煤器中介质可能会产生超温现象，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，也会导致排烟温度升高10~30℃，影响机组经济性(热效率可能降低0.5~1.5%）。
如果基于目前脱硝装置投、退温度，需要调节烟温温度较低(10℃以内)，可采取本方案。如果把脱硝投退温度改至320℃，需要旁路的给水量较大，可能会对省煤器的安全运行带来影响。
二、烟气旁路
示意图2如上。在省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分烟气至SCR接口处为(提高混合效果，也可以在尾部后烟道低温过热器管屏中、下层之间抽高温烟气)，设置烟气挡板，增加部分钢结构和支吊架。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。旁路烟道上需要加装膨胀节、电动关断挡板、调节挡板进行调节烟气流量及温度。
图2
优点：投资成本相对较低；通过调节挡板调节烟气流量可使催化剂工作于最佳反应温度范围。
缺点：对烟气挡板可靠性要求高，降低锅炉效率。如果烟气挡板的密封性能变差，或烟气挡板开启后无法关闭，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，这是烟气温度将会出现高于催化剂最高允许温度的风险，可能会对催化剂带来致命的破坏；同时，由于在后烟井设置抽烟气口，将会对后面整个流场带来影响，省煤器的换热可能会出现较大的偏差，同时，高温烟气被旁路掉，导致省煤器吸热不足，可能对整个汽水系统的热量分配带来较大的不利影响，影响锅炉的出力、效率，直至锅炉稳定性。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。同时采取此改造方案，锅炉低负荷运行时，会导致排烟温度升高10~20℃，影响机组经济性(热效率可能降低0.5~1.0%）。
三、结论
1、随着环保电价政策的实施，低负荷停运脱硝系统的电厂不但面临拿不到脱硝电价的风险，而且存在Nox排放日均值超标后缴纳巨额罚款的问题。如何在低负荷下保持脱硝系统的温度运行，是许多电厂目前面临的问题；
2、脱硝全负荷投运技术改造方案的选择，应结合各电厂不同的特点，综合比较后确定。
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论文作者:韩旭
论文发表刊物:《基层建设》2018年第35期
论文发表时间:2019/3/26
标签：省煤器论文; 烟气论文; 负荷论文; 旁路论文; 催化剂论文; 温度论文; 锅炉论文; 《基层建设》2018年第35期论文;