摘要：為適應(yīng)火電機(jī)組靈活性改造要求，機(jī)組需在超低負(fù)荷下安全穩(wěn)定運(yùn)行，其中低負(fù)荷脫硝改造是重要組成部分。分析了以往燃煤機(jī)組SCR脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷下退出的原因，介紹了寬負(fù)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)。

從初投資、改造工期、改造效果、其他收益等方面全面比較了各方案優(yōu)缺點(diǎn)，提出“因廠制宜，因機(jī)制宜”的改造思路。同時指出，由于堿性吸附劑脫除SO3技術(shù)具有消除藍(lán)色煙羽、預(yù)防空氣預(yù)熱器堵塞、防治設(shè)備腐蝕、減少脫硫廢水產(chǎn)生量和重金屬協(xié)同脫除等其他技術(shù)不具備的額外收益，未來應(yīng)加快發(fā)展。

關(guān)鍵詞：燃煤電廠；有色煙羽；超低排放；靈活性改造；SCR；寬負(fù)荷脫硝；硫酸氫銨；三氧化硫

0引言

2017年，全國火電裝備平均利用小時數(shù)為3836.6小時，與2016年相比，除山東、北京、河北外，其它省份利用小時數(shù)均有不同程度降低，很多煤電企業(yè)面臨負(fù)荷較低的壓力。統(tǒng)計資料顯示：我國大容量火電機(jī)組調(diào)峰深度不到50%，北方地區(qū)熱電機(jī)組調(diào)峰深度只有20%左右。2016年能源局發(fā)布《關(guān)于下達(dá)火電靈活性改造試點(diǎn)項目的通知》，標(biāo)志我國正式啟動火電靈活性改造示范試點(diǎn)工作�；痣婌`活性改造要求機(jī)組實現(xiàn)在超低負(fù)荷下（負(fù)荷下限從原來的45%下調(diào)至30%，甚至更低）安全穩(wěn)定運(yùn)行、負(fù)荷快速升降、低負(fù)荷脫硝投入等,其中低負(fù)荷脫硝改造是重要組成部分；即便對于利用小時數(shù)高的電廠，為滿足風(fēng)電、光伏等非化石能源充分消納的要求，同樣面臨調(diào)峰困難的問題。靈活性將是未來考核火電機(jī)組的重要指標(biāo)，探尋提升火電機(jī)組靈活性的技術(shù)路徑，適應(yīng)新的能源戰(zhàn)略要求，實現(xiàn)在役大容量火電機(jī)組的技術(shù)改造優(yōu)化具有實際意義。

在相當(dāng)長一段時間內(nèi)，SCR脫硝仍然是中國脫硝技術(shù)領(lǐng)域和脫硝市場的主流技術(shù)。中國煤電機(jī)組的SCR脫硝系統(tǒng)(以下簡稱SCR)多采用“高溫、高塵”布置，催化劑以“釩鎢鈦”系為主，活性溫度范圍通常為320~420℃。鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時，SCR入口煙氣溫度低于催化劑活性溫度，受此限制脫硝系統(tǒng)需強(qiáng)制退出。但是，環(huán)保部要求火電機(jī)組在任何電負(fù)荷下必須排放達(dá)標(biāo)，因此保證SCR低負(fù)荷下的脫硝效率是火電靈活性改造的重點(diǎn)工作之一，燃煤機(jī)組的寬負(fù)荷脫硝改造勢在必行。

1SCR脫硝低負(fù)荷退出原因

SCR脫硝裝置正常投運(yùn)要求煙氣溫度保持在最低投運(yùn)溫度(簡稱MOT)以上，通常約為300℃。最低投運(yùn)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(xiàn)指出，煙溫低于ABS露點(diǎn)溫度時，液態(tài)ABS進(jìn)入催化劑微孔中遮蔽活性表面，限制脫硝反應(yīng)進(jìn)行(見圖1)。文獻(xiàn)認(rèn)為，煙氣中SO3、NH3以及水分等濃度，共同決定銨鹽露點(diǎn)，進(jìn)而影響MOT。文獻(xiàn)強(qiáng)調(diào)，SCR應(yīng)避免在MOT以下運(yùn)行，防止ABS導(dǎo)致催化劑孔隙堵塞。文獻(xiàn)ABS形成、分解過程復(fù)雜，影響因素較多。文獻(xiàn)推導(dǎo)出NH3、SO3濃度和脫硝裝置最低投運(yùn)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最低投運(yùn)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(rèn)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(fù)荷投運(yùn)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?jǐn)?shù)10–6表示)。

2SCR寬負(fù)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(jìn)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(fù)荷時經(jīng)濟(jì)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?fù)Q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(diǎn)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(jìn)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(dá)到20~50℃，缺點(diǎn)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(jìn)入下游受熱面再進(jìn)入省煤器。北侖電廠2號600MW機(jī)組改造后，50%負(fù)荷SCR入口煙溫達(dá)到315℃，滿負(fù)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(xiàn)通過熱力計算，比較煙氣旁路、給水旁路和分級改造，得出分級改造為最優(yōu)，50%負(fù)荷時SCR入口煙溫可達(dá)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(fù)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(jī)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(xiàn)建議增設(shè)低溫省煤器解決機(jī)組經(jīng)濟(jì)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(jī)1級回?zé)岢槠够旌险羝M(jìn)入新增0號高加以加熱給水。但其多針對50%以上負(fù)荷，在負(fù)荷更低時，還需對加熱系統(tǒng)進(jìn)行相應(yīng)改進(jìn)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(jī)改造工期較長，投資大且運(yùn)行成本較高。美國BGS電廠320MW機(jī)組改造后，180MW負(fù)荷下正常投運(yùn)，脫硝入口煙溫達(dá)到335℃。

2.2寬溫度范圍催化劑

文獻(xiàn)制備促進(jìn)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(jìn)行試驗，20h后催化劑活性仍能保持85%。文獻(xiàn)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(lán)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?jǐn)?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(jī)組脫除O3的注射點(diǎn)全部改造至SCR入口。2010年，美國Wansley電廠1073MW機(jī)組的SCR入口SO3體積分?jǐn)?shù)從22×10-6降至7×10-6后，MOT由308℃降至289℃。文獻(xiàn)研究SO3濃度、低負(fù)荷時間對催化劑活性的影響機(jī)理，結(jié)果如圖5所示。由圖5可見，SO3體積分?jǐn)?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。

3SCR寬負(fù)荷脫硝改造的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

以某300MW亞臨界機(jī)組為例，從改造投資、工期、效果等方面對比上述各寬負(fù)荷脫硝改造方案，結(jié)果如表1所示。分析認(rèn)為對于老舊機(jī)組，應(yīng)采用煙道旁路改造，即以較小投入的方案獲取最佳環(huán)保收益；如改造空間和鋼結(jié)構(gòu)負(fù)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(jì)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結(jié)論與建議

未來煤電機(jī)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(fù)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(fù)荷退出運(yùn)行的原因時，對各項寬負(fù)荷脫硝技術(shù)進(jìn)行分析，得出以下結(jié)論和建議：

（1）SC低負(fù)荷退出溫度取決于最低投運(yùn)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(fù)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(fù)荷脫硝方案的原則應(yīng)為“因廠制宜，因機(jī)制宜”，根據(jù)電廠的實際情況確定相應(yīng)的改造方案。考慮經(jīng)濟(jì)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(hù)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(jìn)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(fù)荷脫硝的改造工程；堿性吸附劑脫SO3技術(shù)在拓寬SC最佳運(yùn)行負(fù)荷.

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