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脫硫脫硝作為廢氣治理的一大難點*近被人們重視，脫硫脫硝技術(shù)也逐漸走入人們的視線，火電廠從環(huán)境治理初期就是廢氣治理的難點，為適應(yīng)火電機組靈活性改造要求，機組需在超低負荷下安全穩(wěn)定運行，其中低負荷脫硝改造是重要組成部分。分析了以往燃煤機組SCR脫硝系統(tǒng)低負荷下退出的原因，介紹了寬負荷脫硝改造方案，其主要包括：提高SCR入口煙溫技術(shù)，使用寬溫度范圍催化劑和采用堿性吸附劑脫除煙氣中SO3技術(shù)。

1 SCR脫硝低負荷退出原因

 

SCR脫硝裝置正常投運要求煙氣溫度保持在*低投運溫度 (簡稱 MOT) 以上，通常約為 300℃。*低投運溫度，即一定 NH3和SO3濃度下的煙氣在催化劑孔隙中開始凝結(jié)硫酸氫銨 (ABS) 的溫度。文獻指出，煙溫低于 ABS露點溫度時，液態(tài) ABS進入催化劑微孔中遮蔽活性表面，限制脫硝反應(yīng)進行 (見圖 1)。文獻認為，煙氣中 SO3、 NH3 以及水分等濃度，共同決定銨鹽露點，進而影響MOT。文獻強調(diào)， SCR應(yīng)避免在 MOT以下運行，防止 ABS導(dǎo)致催化劑孔隙堵塞。文獻ABS 形成、分解過程復(fù)雜，影響因素較多。文獻推導(dǎo)出 NH3、 SO3濃度和脫硝裝置*低投運溫度之間的關(guān)系，其中 NH3與 SO3在煙氣中的分壓與脫硝裝置*低投運溫度正相關(guān)，且呈一定的指數(shù)函數(shù)關(guān)系。 ABS 冷凝溫度與 NH3、 SO3濃度關(guān)系的實驗結(jié)果目前仍存在差異，但均認為 ABS冷凝溫度與二者成正比關(guān)系（見圖 2）。

 

可見，煙氣中ABS析出是SCR低負荷投運的主要限制因素，該問題的根本解決需降低 NH3與 SO3的濃度積 (NH3與SO3在煙氣中的量均以體積分數(shù)10– 6表示 )。

 

 

2 SCR寬負荷脫硝技術(shù)

原理上降低 MOT應(yīng)降低 NH3與 SO3的濃度積，但目前常規(guī)技術(shù)仍采用提高 SCR入口煙氣溫度以適應(yīng)催化劑的方法，主要包括：

 

（1）省煤器煙氣旁路；

 

（2）省煤器給水旁路；

 

（3）省煤器分級改造；

 

（4）設(shè)置 0 號高壓加熱器（高加）；

 

（5）煙道燃燒器技術(shù)。另外，非常規(guī)技術(shù)包括使用寬溫度范圍催化劑和采用堿性吸附劑脫除SO3技術(shù)等。

 

2.1 提高SCR入口煙溫技術(shù)

 

（1）省煤器煙氣旁路方案。設(shè)置煙氣內(nèi)部或外部旁路，部分煙氣直接進入 SCR 后，煙氣溫度可提高約 0℃。采用內(nèi)部旁路使省煤器換熱面積減少，高負荷時經(jīng)濟性較差，但可通過在SCR和空氣預(yù)熱器（空預(yù)器）之間增加低溫換熱器予以解決。外部旁路的擋板長期面臨高溫?zé)煔鉀_刷，有調(diào)節(jié)失靈停爐的風(fēng)險，需重點防范。

 

（2）省煤器給水旁路和熱水再循環(huán)。在省煤器入口設(shè)置調(diào)節(jié)閥和旁路管道，通過調(diào)節(jié)給水量

 

改變煙溫，調(diào)節(jié)幅度一般為10~15 ℃。熱水再循環(huán)是為進一步提高調(diào)節(jié)量，在省煤器出口至下部水冷壁入口下降管上引出再循環(huán)管路，加壓后引入給水管路。調(diào)節(jié)范圍達到 20~50℃，缺點是對鍋爐效率有一定影響。

 

（3）省煤器分級改造。將部分省煤器拆除移至 SCR下游，給水先進入下游受熱面再進入省煤器。北侖電廠2號 600MW機組改造后， 50%負荷SCR入口煙溫達到315 ℃，滿負荷時低于400 ℃。沙角電廠將該方案與煙氣旁路方案相結(jié)合，在快速提高煙溫的同時保證了鍋爐效率[20]。文獻通過熱力計算，比較煙氣旁路、給水旁路和分級改造，得出分級改造為*優(yōu)， 50% 負荷時SCR入口煙溫可達到320 ℃。問題是改造成本較高，工期較長，改造后煙溫?zé)o法調(diào)節(jié)且提升幅度受限于滿負荷煙溫。

 

（4）增設(shè)零號高壓加熱器（高加）。在高加后增加1個外置蒸汽加熱器，一般是由汽輪機三段抽汽對省煤器給水加熱，相當(dāng)于0號高加。上海外高橋第三發(fā)電廠在增加0號高加后，給水溫度升高38.5 ℃ 時，煙氣溫度升高16 ℃。文獻建議增設(shè)低溫省煤器解決機組經(jīng)濟性的問題。為解決0號高加投資大、工期長等問題，蒸汽噴射器技術(shù)利用屏式過熱器出口蒸汽引射汽輪機1 級回?zé)岢槠?，使混合蒸汽進入新增 0 號高加以加熱給水 。但其多針對 50% 以上負荷 ， 在 負荷更低時，還需對加熱系統(tǒng)進行相應(yīng)改進和優(yōu)化。

 

（5）煙道燃燒器技術(shù)。在尾部煙道增設(shè)燃燒器，通過燃燒天然氣等燃料來提高煙氣溫度，煙溫提升效果明顯，但停機改造工期較長，投資大且運行成本較高。美國 BGS 電廠320MW 機組改造后， 180 MW 負荷下正常投運，脫硝入口煙溫達到335 ℃。

 

2.2 寬溫度范圍催化劑

 

文獻制備促進ABS低溫分解的復(fù)合催化劑（以TiO2 和 TiSi為載體）， 將 ABS 分解溫度降至150~200 ℃， 在275 ℃ 含水含硫氣氛中進行試驗， 20h 后催化劑活性仍能保持 85%。文獻以溶膠–凝膠法制備 TiO2 催化劑， 在 250~400 ℃ 內(nèi)脫硝效率可保證 80%，但未考慮 ABS 的影響。寬溫度范圍催化劑技術(shù)多處于實驗室階段，未見工業(yè)化應(yīng)用案例。

 

2.3 堿性吸附劑 SO3 脫除技術(shù)

 

通過注射堿性吸附劑降低煙氣 SO3 濃度，技術(shù)原理為通過向鍋爐或煙道之中注射堿性吸附劑脫除煙氣中的 O3，生成的固體鹽類顆粒物通過除塵設(shè)備脫除，吸附劑注射形式分為干粉注射和漿液注射，可協(xié)同脫除 HCl、 Hg、 As 和 SO2等，從根本上降低 MOT（見圖 3）。該方法還有消除煙囪藍羽、治理空預(yù)器堵塞、緩解設(shè)備腐蝕和減少脫硫廢水量的額外收益。 MOT與 SO3濃度關(guān)系如圖 4 所示。由圖4可見， 當(dāng)SO3體積分數(shù)降至 5×10-6 以下時， MOT可顯著降低。2008—2009年，美國多家電廠在堿性干粉或漿液的吸附劑注射試驗，實現(xiàn)SO3高脫除率的同時，未見催化劑和空預(yù)器的異常。

 

 

目前， Gibson 電廠5臺機組脫除 O3的注射點全部改造至SCR 入口。 2010 年，美國 Wansley 電廠 1073MW 機組的SCR入口SO3 體積分數(shù)從 22×10-6 降至 7×10-6 后， MOT由308 ℃ 降至289 ℃。文獻 研究 SO3 濃度、低負荷時間對催化劑活性的影響機理，結(jié)果如圖 5 所示。由圖 5 可見， SO3體積分數(shù)脫除至 3×10-6 后，催化劑在 260 ℃ 下維持70h后仍能保持60% 的活性，圖中縱坐標(biāo)為一定溫度下催化劑活性 (Kt) 與382℃ 下催化劑活性(K382 ℃) 的比值。

 

 

3 SCR 寬負荷脫硝改造的技術(shù)經(jīng)濟性分析

 

以某300MW 亞臨界機組為例，從改造投資、工期、效果等方面對比上述各寬負荷脫硝改造方案，結(jié)果如表1所示。分析認為對于老舊機組，應(yīng)采用煙道旁路改造，即以較小投入的方案獲取*佳環(huán)保收益；如改造空間和鋼結(jié)構(gòu)負載有限，應(yīng)避免省煤器分級改造方案；如原脫硝流場不均勻，采用煙道旁路方案更應(yīng)慎重，避免煙氣混合不均造成的催化劑燒結(jié)；如電廠在鋼廠或焦化廠周邊，可考慮應(yīng)用煙道燃燒器方案，開展利用高爐或焦?fàn)t煤氣做燃料的嘗試，以替代天然氣，有效降低成本；堿性吸附劑脫除SO3技術(shù)降低MOT的案例主要集中在國外，且多在近幾年完成，長期附劑脫除SO3技術(shù)在國內(nèi)則尚處于起步階段，除技術(shù)外還需考慮電廠周邊堿粉資源情況，以保證SO3脫除的經(jīng)濟性；另外，在脫除SO3的同時應(yīng)有效控制氨逃逸，才能確保 MOT降低效果。

 

 

4 未來如何去做

 

未來煤電機組將更多發(fā)揮調(diào)峰作用，承擔(dān)更多碳減排責(zé)任。目前，實施火電靈活性改造和推動儲能技術(shù)發(fā)展，將成為我國兌現(xiàn)巴黎協(xié)定承諾的主要手段。寬負荷脫硝技術(shù)作為火電靈活性改造重要組成部分，推動其高質(zhì)量發(fā)展意義重大。本文在分析 SCR 脫硝系統(tǒng)低負荷退出運行的原因時，對各項寬負荷脫硝技術(shù)進行分析，得出以下結(jié)論和建議：

 

（1） SC 低負荷退出溫度取決于*低投運溫度，該溫度由煙氣中硫酸氫銨的冷凝溫度所決定，主要影響因素是 NH3和SO3濃度，并與二者正相關(guān)。根本解決低負荷退出的技術(shù)手段為降低煙氣中 NH3和 SO3濃度。

 

（2）確定寬負荷脫硝方案的原則應(yīng)為“因廠制宜，因機制宜” ，根據(jù)電廠的實際情況確定相應(yīng)的改造方案?？紤]經(jīng)濟性，可選擇煙道旁路、省煤器旁路和零號高加技術(shù)；考慮后期維護量小，可采用省煤器分級改造技術(shù)；燃料成本較低時，可采用尾部燃燒器技術(shù)。

 

（3）國內(nèi)應(yīng)加快開展寬溫度范圍 SCR 脫硝催化劑研究 ， 同時著力開發(fā)堿性吸附劑 脫除SO3技術(shù)，推進其工業(yè)化應(yīng)用。使用寬溫度范圍催化劑，可免除針對寬負荷脫硝的改造工程；堿性吸附劑脫 SO3技術(shù)在拓寬SC *佳運行負荷.