基于溫度特性的在役機組寬負荷SCR 脫硝效率影響研究及對策

靖長財 董 琨 張俊杰

（神華國華 （北京）電力研究院有限公司，北京市朝陽區(qū)，100025）

針對燃煤發(fā)電機組大氣污染物排放嚴重的問題，日本20世紀研制了SCR 脫硝技術(shù)。歐美發(fā)達國家在20世紀80、90年代，也將此技術(shù)投入了工業(yè)應用，脫硝效率達到了85%以上。隨著中國對大氣環(huán)境標準要求的提高，燃煤發(fā)電廠在采用爐內(nèi)低氮燃燒技術(shù)基礎(chǔ)上，在鍋爐尾部省煤器與空預器之間安裝SCR 脫硝裝置，來進一步降低氮氧化物排放。但我國電網(wǎng)峰谷差較大，多數(shù)燃煤發(fā)電機組參與電網(wǎng)深度調(diào)峰，尤其是在低負荷階段，SCR入口煙氣溫度低，對脫硝效率產(chǎn)生不利影響。為此，從燃煤發(fā)電機組熱力特性入手，對國內(nèi)外采用的提高SCR 入口煙氣溫度的五種方法進行了技術(shù)分析，提出了不同參數(shù)機組推薦的差異性改造方案，供有關(guān)制造、設計、運行單位參考，在機組技術(shù)改造中應用。

1 影響SCR 熱力特性的溫度區(qū)間和裕度

影響脫硝效率的因素有煙氣溫度、氧氣濃度、噴氨量、氨逃逸量。其中煙氣溫度是影響NOx脫除效率的重要因素之一。一方面，當煙氣溫度過低時，不僅會因催化劑的活性降低而降低NOx的脫除效率，而且噴入的NH3還會與煙氣中的SOx反應生成 （NH3）2S04附著在催化劑的表面，根據(jù)氨逃逸率及硫酸氫氨生成濃度的不同，一般在150℃～230℃及以下溫度就可能在空預器相應低溫區(qū)域發(fā)生結(jié)露，其腐蝕性極強，且溫度越低時結(jié)露趨勢越嚴重。另一方面，當煙氣溫度過高時，NH3會與O2發(fā)生反應，導致煙氣中的NOx增加。因此，在鍋爐技術(shù)改造時，選擇和控制好煙氣溫度尤為重要。

圖1 鍋爐SCR 入口煙氣溫度和催化劑溫度示意圖

鍋爐脫硝SCR 催化劑設計正常工作溫度范圍以及催化劑允許使用的上下限溫度范圍，即下限溫度t3為320℃，上限溫度t4為420℃，溫度在320℃～420℃之間，溫度差為100℃，需要發(fā)電公司與制造廠技術(shù)協(xié)議確定。SCR 使用正常溫度范圍機組負荷為50%～100%，機組深度調(diào)峰，機組負荷為40%～100%額定負荷時，設計SCR 入口煙氣溫度上下限范圍，即t1為下限溫度，t2為上限溫度，t1設計40%額定負荷為基礎(chǔ)，實際溫度對應負荷試驗來校核，t2設計為100%額定負荷基礎(chǔ)，實際對應負荷試驗來校核，來確定SCR 入口煙氣溫度范圍，且留有裕量，一般情況下，t4與t2溫 差 為5℃～10℃，t1與t3溫 差 為5℃～10℃，鍋爐SCR 入口煙氣溫度和催化劑溫度示意圖如圖1所示。

技術(shù)改造后保證夏季機組大負荷下SCR 入口煙氣溫度不超過催化劑的最高使用溫度420℃，冬季機組低負荷下SCR 入口煙氣溫度不低于催化劑的最低使用溫度320℃。

2 改善SCR 入口煙氣溫度的方法研究

目前改善煙氣溫度的主要技術(shù)措施為設置省煤器旁路煙道、省煤器分段設置、熱水再循環(huán)、提高機組低負荷給水溫度、省煤器流量置換等。

2.1 省煤器分段設置

將鍋爐的省煤器改造成兩部分，左側(cè)為常規(guī)布置，右側(cè)為改造后布置，常規(guī)省煤器和分級省煤器布置如圖2 所示，其低溫部分置于SCR 出口側(cè)，將SCR 布置于煙氣溫度較高的區(qū)域，從而解決機組低負荷煙氣溫度過低無法運行的問題。

圖2 常規(guī)省煤器和分級省煤器布置圖

該方法特點是技術(shù)改造較復雜，要考慮空間位置和載荷，需要準確計算防止SCR 入口煙氣溫度超過催化劑上、下限溫度，這種方法煙氣溫度調(diào)節(jié)幅度為20℃～40℃，對機組經(jīng)濟性無影響，項目投資較大，運行維護簡單方便，是技術(shù)改造首選方法，適用于各類型機組。

2.2 省煤器設置旁路煙道

加裝鍋爐省煤器旁路煙道。在省煤器前直接引一部分煙氣至SCR 裝置，提高機組低負荷下的SCR 入口煙氣溫度，以維持其運行。

這種方法的代價是投入使用時，影響鍋爐效率，煙氣溫度調(diào)節(jié)幅度為20℃～40℃，且對煙氣擋板可靠性要求很高，擋板易卡澀，項目投資較小。

2.3 熱水再循環(huán)系統(tǒng)

熱水再循環(huán)系統(tǒng)取自下降管，經(jīng)過再循環(huán)泵到省煤器入口，熱水再循環(huán)系統(tǒng)示意圖如圖3所示，以提高機組低負荷工況下安裝在省煤器后的SCR裝置的入口煙氣溫度，使SCR 在機組低負荷工況下仍處于正常運行的溫度區(qū)間，提高低負荷SCR投入率。

圖3 熱水再循環(huán)系統(tǒng)示意圖

這種方法特點是再循環(huán)系統(tǒng)中需要加一臺爐水再循環(huán)泵，另外還需要加若干閥門，能提供較大的煙氣溫度調(diào)節(jié)范圍，在機組低負荷工況下能改變煙氣溫度16℃～40℃，一般不用于機組高負荷，對鍋爐效率影響較小，在機組低負荷工況下比較容易控制SCR 入口煙氣溫度?？捎糜趤喤R界鍋爐，效果明顯，初投資費用較高，所有負荷工況下省煤器的出口給水溫度必須低于飽和溫度，且對鍋爐水動力安全性的影響需要分析計算。

2.4 省煤器流量置換

省煤器流量置換系統(tǒng)是增加省煤器給水旁路和省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng)，省煤器流量置換示意圖如圖4所示，以進一步減少省煤器的吸熱量，從而提高SCR 入口煙氣溫度。當機組負荷較高時，可先利用給水旁路系統(tǒng)進行煙氣溫度調(diào)節(jié)，當機組負荷進一步下降，給水旁路無法滿足要求的情況下，開啟省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng)，進一步提高省煤器出口煙氣溫度，調(diào)節(jié)范圍較大。

圖4 省煤器流量置換示意圖

這種方法煙氣溫度調(diào)節(jié)幅度為20℃～50℃，需要通過熱力計算確定不同負荷下的流量置換旁路水量，且對閥門和再循環(huán)泵可靠性要求高，投資較大，投入使用時對鍋爐效率有影響。

2.5 提高機組低負荷給水溫度

選擇一個汽輪機合適的抽汽點，并相應增加一個抽汽可調(diào)式的高加或進入最末級高加，機組回熱抽汽補充加熱給水示意圖如圖5所示。在機組負荷降低時，通過調(diào)節(jié)門可控制相應高加的入口壓力，從而提升機組低負荷給水溫度。這種方法僅適合上海西門子機型汽輪機，汽輪機補汽閥至第五級后返抽汽，作為新增設高加或進入最末級高加汽源。這種方法能夠提高煙氣溫度20℃～30℃，且提高機組熱循環(huán)效率。

圖5 機組回熱抽汽補充加熱給水示意圖

2.5.1 高壓蒸汽引入最末級高加

隨著機組負荷下降，通過補氣閥將最末級高加引入高壓缸五級后高壓汽源，回熱抽汽補充加熱鍋爐給水 （增加一個高加）示意圖如圖6所示，自動控制高加內(nèi)壓力的方法，來保持給水溫度穩(wěn)定，但是對于引入蒸汽閥門嚴密性和切換可靠性要求很高，投資較小。

圖6 回熱抽汽補充加熱鍋爐給水（增加一個高加）示意圖

2.5.2 增設一級高加的方法

機組在末級高加后增設一級高加，加熱蒸汽采用高壓缸五級抽汽后的返抽汽，回熱抽汽補充加熱鍋爐給水 （引入最末級高加）示意圖如圖7所示。在機組低負荷時投入，利用五級后抽汽加熱新增設高加或最末級高加，提高給水溫度達到280℃～290℃。這種方法，投資較大，系統(tǒng)復雜。

圖7 回熱抽汽補充加熱鍋爐給水 （引入最末級高加）示意圖

3 結(jié)論

研究結(jié)果表明，根據(jù)設備特性、投資、經(jīng)濟性和安全性分析，綜合技術(shù)因素，總體設計，推薦了在役機組寬負荷脫硝技術(shù)方案，同時要求無論采用哪種方案都要進行技術(shù)分析和安全性核算，這些在役機組技術(shù)改造對解決機組深度調(diào)峰具有現(xiàn)實意義。

［1］ 趙曉軍，孫記.錦州熱電SCR 脫銷效率影響因素的試驗研究 ［J］.華北電力技術(shù)，2011 （12）

［2］ 雷達，金保升.噴氨格柵處煙氣速度場對高效SCR均流與還原劑混合性能的影響 ［J］ .熱能動力工程，2009 （1）