电站燃煤锅炉全负荷SCR 脱硝控制技术探讨

黄文静，戴苏峰，艾春美，康志宏

(1．上海电力股份有限公司闵行发电厂 工程部，上海 200245;

2．上海电力股份有限公司 工程部，200010 上海)

0 前言

根据中国环境监测总站提供的数据，2011 年我国NOx 排放总量为2 404．3 万t［1］，其中电力行业的NOx 排放占45%，占各种燃烧装置NOx 排放总量的一半以上，而电力行业排放的NOx80%以上由燃煤锅炉排放［2］。因此，我国新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》GB13223—2011，明确规定新建燃煤火力发电锅炉NOx(以NO2计)排放浓度必须低于100 mg/m3［3］，达到了国际先进或领先水平，降低NOx 排放的任务非常紧迫。

目前控制NOx 最成熟的技术是选择性催化还原(SCR)技术，在我国烟气脱硝技术中占有重要地位。国内燃煤机组都参与调峰，经常低负荷运行，SCR 反应器入口烟温经常会低于SCR 催化剂的最佳反应温度窗口，难以满足全负荷下低NOx 排放的要求。国外对于少数低温高硫的烟气通常采用增设省煤器旁路、利用高温烟气加热的方法，但在国内大部分燃煤机组都有频繁低负荷长期运行的要求，采用省煤器旁路，增加了煤耗，也容易造成系统的积灰，因此对低温催化剂的研发成为今年国内的研发热点［4－5］。

1 全负荷SCR 脱硝控制现状

控制NOx 排放的技术包括低氮燃烧技术和烟气脱硝技术。目前普遍采用的低氮燃烧技术主要有:低氮燃烧器、燃料分级燃烧技术、空气分级燃烧技术等。应用在电站燃煤锅炉上的成熟的烟气脱硝技术主要有选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法(SNCR)以及SNCR/SCR 混合烟气脱硝技术［4－6］。

目前，我国火电行业已形成以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。截至2010 年底，我国已投运的烟气脱硝机组约81675MW，占全国煤电机组容量的12．47%。截至2011 年3 月底，全国已投运的烟气脱硝容量达96885MW，其中采用SCR 工艺的占93． 31%，采用SNCR 工艺的占6． 28%，采用SNCR 与SCR 组合工艺的占0． 41%［7－8］。“十一五”期间新建燃煤机组全部采用了先进的低氮燃烧技术，烟气脱硝关键技术和设备国产化等方面均取得了重要进展。

催化剂是SCR 脱硝系统的核心部件，其性能对脱硝效果有直接影响。而烟气温度对反应速度和催化剂的反应活性及寿命有决定作用，是影响SCR 脱硝效率的重要因素之一。目前国内燃煤电站常用的SCR 催化剂为中温催化剂，正常活性温度区间一般为320 ～400℃。锅炉省煤器和空预器之间的烟气温度与这个温度范围接近，因此，国内燃煤电站SCR脱硝装置一般布置在锅炉省煤器和空预器之间。SCR 催化剂最佳反应温度窗口为340 ～380℃，入口烟温在360 ～380℃以下时，SCR 反应效率随着温度的提高而提高，相应的氨逃逸率则逐渐降低。如图1 所示为NH3/NOx 摩尔比一定时，不同烟气温度下的SCR 反应效率［9－11］。

当烟气温度低于催化剂的适用温度范围下限时，在催化剂上会发生副反应，NH3与SO3和H2O 反应生成(NH4)2SO4或NH4HSO4，减少与NOx 的反应，降低脱硝效率，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂通道或微孔，降低催化剂的活性，同时局部堵塞还会造成催化剂的磨损。另外，如果烟气温度高于催化剂的适用温度，会导致催化剂通道和微孔发生变形，有效通道和面积减少，从而使催化剂失活，缩短催化剂的使用寿命。典型燃煤锅炉烟气SCR脱硝工艺流程为:锅炉→省煤器→脱硝反应器→空预器→除尘脱硫装置→引风机→烟囱。

图1 SCR 反应效率与烟温的关系曲线

图2 典型火电厂烟气SCR 脱硝系统流程图

图2 为典型火电厂烟气SCR 脱硝系统流程图:

在我国，绝大多数燃煤机组参与电网调度，因此在实际运行过程中，尤其是非用电高峰时，机组常常不能满负荷运行，甚至运行于50%以下的负荷区间。虽然机组在满负荷运行时省煤器出口温度大于350℃，但在中、低负荷下的SCR 反应器入口烟温经常会低于SCR 催化剂的最佳反应温度窗口，此时氨气将与烟气中的三氧化硫反应生成铵盐，造成催化剂堵塞和磨损，降低催化剂的活性，使SCR 脱硝系统无法正常运转，难以满足全负荷下低NOx 排放的要求［11］。

针对锅炉低负荷运行时SCR 入口烟温过低而导致SCR 脱硝系统无法投运，国内多家环保工程公司及发电单位致力于开发适用于电站燃煤锅炉全负荷运行的SCR 脱硝低NOx 排放控制技术，主要分为SCR 入口烟温优化调整和开发高效宽温度窗口SCR脱硝催化剂。

1．1 省煤器给水旁路

如图3 所示，本方案中省煤器给水入口处分为主流水量和旁路水量，主流水量进入省煤器中吸热升温，旁路水量则绕过省煤器，最终两者在省煤器出口混合。SCR 反应器入口烟温是通过调整旁路水量和主流水量的比例来调节的。

经计算表明，由于水侧换热系数远大于烟气侧换热系数(约83 倍)，经过给水旁路的调节，SCR 反应器入口烟温有一定提升，但烟温提升幅度较小。随着旁路水流量的增加，进入省煤器的主流水量减少，省煤器出口水温升高，严重时会在省煤器出口产生汽化现象，使省煤器无法正常运行甚至烧坏。尽管省煤器出口水温变化很大，但是总的省煤器出口混合水温降低不多，对锅炉主要参数的影响不大。排烟温度则随着SCR 反应器入口烟温的提高而不断提高，排烟损失增加，影响锅炉效率［12］。由于给水旁路调节对于省煤器传热系数的影响较小，尽管省煤器吸热量有所变化，但是从热平衡的角度来看，烟气放热量变化不明显，导致需要调节大量的旁路给水才能提高一定温度的SCR 反应器入口烟温。因此，认为省煤器给水旁路调节方案的SCR 反应器入口烟温调节特性较差。

图3 省煤器给水旁路示意图

图4 省煤器内部烟道旁路示意图

图5 省煤器外部烟道旁路示意图

1．2 省煤器内部烟气旁路方案

本方案设计在省煤器所在烟道区域，减少相应的省煤器面积，使内部旁路烟道和省煤器并列布置。如图4 所示，内部旁路烟道出口处设置烟气挡板，通过调节旁路烟气挡板的开度来控制内旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例，从而达到调节SCR 反应器入口烟温的目的。

此方案因省煤器面积减少，省煤器出口烟温具有自我提升作用，在旁路全关的情况下，排烟温度依然有所提升，这对高负荷运行不需要调节SCR 反应器入口烟温时的经济性是不利的［12］。

1．3 省煤器外部烟气旁路

图5 为省煤器外部烟气旁路示意图。在省煤器入口与省煤器出口这段烟道区域外部设置旁路烟道，外部旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路烟气挡板的开度来调节外旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例，进而达到调节SCR 反应器入口烟温的目的。

与省煤器内部烟气旁路方案相比，不考虑因省煤器面积减少带来的省煤器出口烟温的自我提升，两种方案中同样的烟气份额下，烟温调节能力很接近。但是内部烟气旁路具有抬升烟温的作用，因此，省煤器外部烟气旁路的烟温调节能力更占优势［12］。

增加省煤器旁路将引起如下问题:

(1)旁路运行时降低锅炉效率，增加煤耗及热损失;

(2)增加旁路烟道及挡板，增加脱硝系统投资和运行维护费用，旁路挡板可能积灰阻塞，影响系统运行;

(3)省煤器旁路将造成进入SCR 系统烟气流场紊乱，降低总的脱硝效率;

(4)该旁路需在锅炉包覆开孔，对锅炉烟温和烟气量都提出新要求，对锅炉性能及热平衡均有一定影响。

1．4 提高锅炉给水温度

提高锅炉给水温度技术主要是通过各种手段来提高进入省煤器的锅炉给水温度，从而减少给水在省煤器的吸热，提高省煤器出口即SCR 脱硝反应器入口烟气温度［13］。

该技术在电厂中应用较多，如外高桥第三发电厂研发的“弹性回热技术”，通过增加汽轮机低负荷抽汽以提高此时的锅炉给水温度，确保低负荷下SCR 的进口烟温高于限值。该技术在2010 年底外三机组检修期间安装到位并完成了调试，成功投运，使这台机组的脱硝系统在2011 年至2013 年的投运率上升至近100%。

1．5 省煤器分级技术

在低负荷下，因省煤器出口烟温较低，不能满足脱硝装置的投运要求。在此情况下，考虑将脱硝装置的烟气抽取点由原来的省煤器出口改为省煤器管组间抽取，以提高进入脱硝装置的烟气温度，即省煤器需要进行分级改造，将部分受热面移至脱硝装置后，这样既可满足脱硝装置的运行烟温要求，又不至于使排烟温度升高，降低锅炉热效率。为确定省煤器受热面的分级比例，需对省煤器分级改造方案进行热力计算。

国电浙江北仑第一发电有限公司通过省煤器受热面的分级改造，将进入SCR 的烟气温度提高约22℃，在额定负荷时进入脱硝设备的烟温为382℃，最大负荷时烟温不超过400℃，在50%负荷时进入脱硝设备的烟温为324℃。既可满足脱硝设备对烟气温度的要求，又不会造成排烟温度上升、锅炉效率降低。改造后气温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状。脱硝设备在各负荷下均能投运。

1．6 宽温度窗口SCR 脱硝催化剂

开发适用于更低温度的脱硝催化剂是目前SCR脱硝的一个重要课题，目前国内部分高校及环保科研院所均在进行宽温度窗口SCR 脱硝催化剂的研发［14］。中国矿业大学的郭凤［15］等人以溶胶—凝胶法制备TiO2为载体的催化剂活性温度窗口为250 ～400℃，脱硝转化率最高达到理论值80%;南开大学已在实验室里实现了催化剂在260℃以下长时间安全连续运行［16］;中国科学院过程工程研究所的科研团队的宽工作温度烟气脱硝催化剂项目得到了国家“863”计划重点项目的支持;国电集团正在进行降低催化剂起活温度和催化剂活性温度窗口范围延展等方面的研究。

然而目前国内对宽温度窗口SCR 催化剂的研究工作还停留在实验室小试阶段，尚没有进行大规模的商业应用，或者反应时间过长，或者成本太高，无法满足当前电站燃煤锅炉进行烟气脱硝的迫切需求。

2 结论

针对SCR 脱硝的机组在低负荷情况下无法投运的问题，国内已有的解决办法有增加省煤器旁路烟道、提高锅炉给水温度以及研发宽温度窗口SCR催化剂。以上技术虽然能一定程度地解决目前低负荷SCR 脱硝系统无法正常运转的问题，但省煤器旁路运行时会降低锅炉效率，增加煤耗及热损失，牺牲一定的经济性;而宽温度窗口催化剂的研究尚在实验室小试阶段，无法满足当前电站燃煤锅炉进行烟气脱硝的迫切需求。在保证锅炉效率的前提下，实现机组全负荷下的低NOx 排放，是一项重要课题。

我国对NOx 的控制研究起步较晚，对各种低NOx 排放控制技术使用时间不长，火电厂应能根据自身实际状况，制定可行的全负荷低NOx 控制方案。对此，笔者提出以下建议:

(1)综合考虑电力企业的承受能力，结合实际，对不同锅炉所处位置区别对待，对新老机组区别对待，重点突出，以有限投入获得最佳环保效益。

(2)通过锅炉受热面布置的优化设计，主要是理论计算与分析不同负荷下低NOx 燃烧炉内烟温特性与锅炉受热面换热特性间的耦合关系，完成适合全负荷低NOx 排放的锅炉整体布置方案设计，确保在全负荷工况下满足锅炉主、再热气温的匹配以及SCR 入口烟温的需求。确保锅炉全负荷运行工况下满足合适的SCR 烟温。

(3)以现有低氮空气燃烧系统为基础，有针对性地开展全负荷低氮燃烧优化工作。通过调整一、二次风、燃尽风风量及燃烧器喷嘴摆动，优化不同条件下炉内化学当量比分布，在降低NOx 排放浓度的同时进一步提升低负荷条件下炉膛出口烟温，为SCR 设备运行提供合适的工作条件。

(4)研究燃料量、一次风量、二次风量等参数和运行方式改变对锅炉出口NOx 含量及锅炉效率的影响，实现锅炉在频繁变负荷下的低氮燃烧和SCR脱硝协调控制，在满足污染物控制排放要求的前提下，实现喷氨量和锅炉效率的优化控制。

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