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宽负荷脱硝技术探讨

摘 要：电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，介绍了现有的宽负荷脱硝技术，论述了各自的原理及优缺点，给出了宽负荷脱硝改造的技术方案选取建议。 关键词：电站锅炉，超低排放，宽负荷脱硝，省煤器分级 1 引言

以煤为主的能源结构并且通过直接燃烧的方式加以利用是造成我国大气污染的主要原因之一。因此，为了保障空气质量，必须采用先进的污染物治理技术控制燃煤机组的污染物排放总量，并执行更为严格的排放标准。在环保部于2011年7月发布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中，要求燃煤锅炉氮氧化物(以NO2计)排放浓度低于100mg/Nm3或200mg/Nm3。2014年9月，在发改委、环保部、能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》中，要求燃煤机组必须确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求，即大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值要求，其中，氮氧化物(以NO2计)排放浓度不高于50mg/Nm3。2015年12月，环保部、发改委、能源局再次联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求东部、中部和西部地区分别在2017年、2018年和2020年前基本完成超低排放改造。在发改委、环保部、能源局于2015年12月2日联合印发的关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知(发改价格[2015]2835号)中明确规定，对验收合格并符合超低排放要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，2016年1月1日以前、以后并网运行的实现超低排放的机组，对其统购上网电量加价1分/kW·h、0.5分/kW·h(含税)，且加价电量与实现超低排放的时间比率挂钩。此外，需要注意的是，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准。综上，国家是从排放标准及鼓励政策两方面来引导全负荷脱硝的实现[1-3]。 目前，应用较为广泛的烟气脱硝技术为选择性催化还原法(SCR)。为满足SCR催化剂的温度窗口，在SCR反应器的设计过程中一般要求入口烟气温度为320的设计过程中。实际运行过程中，由于锅炉负荷受电网控制，无法长期高负荷运行，部分锅炉运行在50%负荷以下时，SCR入口烟温低于320温，使得SCR无法正常运行，造成NOX排放浓度超低、催化剂失活、氨逃逸增加等。因此，有必要采用宽负荷脱硝技术来满足NOX排放要求，实现最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求。 2 宽负荷脱硝技术

宽负荷脱硝技术主要分为低温催化剂和锅炉侧改造。低温催化剂主要是通过拓宽脱硝催化剂温度窗口，使其能够在低负荷烟温条件下保证脱硝效率。然而，燃煤电站锅炉低温SCR催化剂技术目前暂无工程应用。锅炉侧改造主要是通过对锅炉烟风、汽水系统(含省煤器)

进行改造，以提高锅炉低负荷时SCR入口烟温，实现正常脱硝。其中，锅炉侧改造的主要技术有：省煤器旁路(烟气或水旁路)、省煤器分隔、给水加热、省煤器分级等，且均有工程应用[4，5]。 2.1 省煤器旁路

省煤器旁路是在省煤器烟气或给水侧设置旁路，用于减少低负荷时省煤器的吸热量，提高SCR入口烟温。 2.1.1 省煤器烟气旁路

低负荷时，将省煤器入口的部分高温烟气经旁路直接引入省煤器出口烟道，提高SCR入口烟温。该技术的优点是系统简单、投资成本低，但也存在明显的缺点，即低负荷运行时会使省煤器吸热量减少，造成空预器排烟温度上升，减低锅炉效率。此外，烟气旁路技术对旁路烟道挡板门的性能要求较高，机组高负荷撤出旁路时，由于省煤器进口烟温能达到500℃以上，旁路调节挡板在高温下极易变形，产生内漏，同样会使排烟温度升高，影响锅炉经济性。同时，在满负荷时挡板若内漏量大，可能会使省煤器出口烟温达到400℃以上，从而使催化剂烧结开始发生，而且烧结的过程是不可逆的，导致催化剂活性降低。因此烟气旁路存在一定的技术风险。 2.1.2 省煤器给水旁路

低负荷时，将省煤器入口的部分给水经旁路引入省煤器出口或锅炉下降管，通过调节旁路水量控制省煤器换热量，提高SCR入口烟温。该技术的优点是系统简单、投资成本低，但由于低负荷时省煤器出口烟温很低，如仍需保证省煤器出口烟温，则势必增大旁路水流量，将会产生省煤器中介质超温，使省煤器出口水温的欠焓达不到机组安全运行要求。此外，本方案与烟气旁路一样将导致排烟温度的上升，影响机组的经济性。目前国内尚未见成功应用案例，因此不建议采用此方案。 2.2 省煤器分隔

省煤器分隔技术是将原有省煤器烟道用隔板分隔为多个内置独立通道，并分别设置烟道挡板。低负荷时，通过调节烟道挡板门，减少省煤器换热量，提高SCR入口烟温。该技术的优点是投资成本低，能够满足温升需求，但因挡板门为高温高灰运行，对其可靠性要求较高，此外，因烟道分隔，吹灰存在一定难度，且该技术同样会造成锅炉效率的降低。 2.3 给水加热

给水加热技术是通过抽取蒸汽或其他热源加热省煤器入口给水，降低省煤器传热温差来减少换热量，进而提高省煤器出口烟温。 2.3.1 炉水循环

炉水循环是设置炉水循环回路，抽取炉水加热省煤器给水。低负荷时，将部分炉水引入省煤器入口，提高省煤器进口水温，减少省煤器换热量，提高SCR入口烟温。该技术系统简单，调节灵活，但主要用于在汽包炉炉水泵裕量较大的情况，且同样会造成锅炉效率的降低。

2.3.2 零号高加

零号高加技术是在回热系统的1号高加前增设一零号高加。低负荷时，投入零号高加提升给水温度，降低省煤器换热量，进而提高省煤器出口烟温。零号高加会降低汽机热耗，但系统较为复杂，且同样存在锅炉效率降低的问题。 2.4 省煤器分级

省煤器分级是将省煤器尾端部分受热面移至SCR反应器出口，通过降低SCR前省煤器换热量，提高SCR入口烟温，保证SCR装置宽负荷运行。省煤器分级的优点在于温度调节范围大，运行稳定，因没有改变锅炉侧的传热过程及分配，因此对锅炉效率等性能指标没有影响。但对改造项目会涉及部分省煤器的拆除及新增省煤器，因此成本较高，系统改造相对复杂。 3 结论

电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，现有宽负荷脱硝技术能够满足宽负荷脱硝要求。经过技术经济对比，建议新建机组优先采用省煤器分级宽负荷脱硝技术，而对于改造机组则建议通过技术经济比较选用适合的技术改造方案。