苏 晖
（河北国华沧东发电有限责任公司，河北 黄骅 061113）
【摘 要】随着国家环保的日益严格，国华公司提出污染物“近零排放”的要求，为了满足低负荷时氮氧化物排放满足环保要求，需要对现有SCR脱硝进行全负荷SCR脱硝改造。本文首先对脱硝原理和低负荷时SCR脱硝系统由于烟温低不能投运进行解释，接着分别对SCR脱硝进行全负荷SCR改造的四种方案（增加省煤器烟气旁路、增加省煤器工质旁路、省煤器采取分组布置、低负荷时提高给水温度）进行阐述和对比，给出每种方案的优、劣，为全负荷SCR改造提供依据。
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关键词 全负荷SCR脱硝技术；省煤器烟气旁路；省煤器工质旁路；省煤器分组布置；给水温度
0 概述
随着我国经济的飞速发展，能源消耗逐年增加，随之而来环境问题日益凸显。国家对污染物的排放日趋严格，以氮氧化为为例，2003年国家排放限值为450mg/m3，到2011年排放限值下降至100mg/m3。国华公司积极响应国家号召，在各电厂开展“高品质绿色发电计划”，要求2017年前现役机组污染物排放浓度要全部优于国家特别排放标准，平均排放浓度要达到限值的60%，达到“近零排放”，其中氮氧化物排放浓度要达到50mg/m3。我厂现采用SCR脱硝技术进行脱硝，但现有SCR脱硝技术在锅炉低负荷时不能投运，不能满足国华环保要求，这就需要把现有SCR脱硝改造成全负荷SCR脱硝。
１ 脱硝原理
烟气中的氮氧化物被氨气还原成氮气和水，氮氧化物被脱除的化学式为：
4NO + 4NH3 + O2 →4N2 + 6H2O
6NO + 4NH3 →5N2 + 6H2O
2NO2 + 4NH3 + O2 →3N2 + 6H2O
6NO2 + 8NH3 →7N2 + 12H2O
NO + NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2
除上述催化还原反应外,当温度等条件改变时,还可能发生以下副反应:
4NH3 + 3O2 →2N2 + 6H2O
4NH3 + 5O2 →4NO + 6H2O
2NH3 →N2 + 3H2
SO3 + 2NH3 + H2O →(NH4) 2SO4
SO3 + NH3 + H2O →NH4HSO4
SCR反应器中的烟气温度一般设计要求为320℃～420℃之间，因为当烟气温度位于340℃～380℃之间时，催化剂活性物的活性最高，催化还原反应效率最高。省煤器后空预器前的烟气温度正好满足此区间，这也是SCR布置于此的原因。当烟气温度低于320℃时，用于反应的氨气会和烟气中的SO3反应生成硫酸铵和硫酸氢铵，此时铵盐会对催化剂活性物微孔进行堵塞和加速对催化剂的磨损，降低催化剂的活性；对于火电厂燃煤机组而言，由于烟气中飞灰的含量比较高，此时硫酸氢铵会在147℃～207℃温度范围内时呈现为液态，液态的硫酸氢铵是一种“鼻涕状”粘性、强腐蚀性的物质，空预器冷端的温度正好在此温度区间，硫酸氢铵会粘附在空预器的冷端并且会粘住大量烟气中的飞灰造成空预器堵塞，一般脱硝改造时要同时改造空预器，空预器的冷端一般采用搪瓷组件，搪瓷组件可以有效防止低温腐蚀，并且搪瓷表面比较顺滑，不易粘污其他物质，即使粘污也易于吹灰器清扫。综上所述，当进入SCR反应器中的烟气温度低于320℃时，SCR脱硝必须退出运行，禁止喷氨。当温度高于420℃，特别是烟气温度高于450℃时，副反应会发生，NH3会被氧化成NO，造成还原反应无法进行，并且高温烟气还会对催化剂造成烧结，大大降低催化剂的寿命。
2 全负荷SCR脱硝技术
SCR反应器中的烟气温度一般设计要求为320℃～420℃之间，这就有一定的局限性，当机组在低负荷运行时，SCR反应器中的烟气温度很难达到320℃，这就导致脱硝系统不能投运。但随着环保要求的日益提高，需要全天候的脱硝，此时就需要对SCR脱硝技术进行升级，全负荷SCR技术应运而生。全负荷SCR脱硝技术一般分为两类：（1）催化剂改造为低温催化剂，使得催化剂能够满足低负荷时烟气温度的运行要求。（2）提高进入SCR烟气的温度，控制机组在任意负荷下反应器中烟气温度均在320℃～420℃之间。现在低温催化剂技术尚在实验室阶段，未能工程应用，只能采用低负荷时提高烟气温度的方法，采取的改造方案主要有以下几种：（1）增加省煤器烟气旁路（2）增加省煤器工质旁路（3）省煤器采取分组布置（4）低负荷时提高给水的温度。
2.1 增加省煤器烟气旁路
增加省煤器烟气旁路技术主要是采用减少经过省煤器用于给水加热的烟气，通过旁路直接进入SCR装置的方法，提高进入SCR反应区烟气的温度。在省煤器旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路挡板的开度可以控制直接进入SCR反应区的烟气量，进而可以控制烟气温度（图1）。
增加省煤器烟气旁路带来的问题如下：（1）由于烟气从省煤器旁路流走，不能给给水加热，必然会降低锅炉的热效率（0.5%～1%），增加煤耗。（2）省煤器旁路烟道挡板经过长期运行可能造成堵灰，影响系统稳定运行。（3）通过省煤器烟气旁路进入SCR反应区的烟气会扰乱烟气流场，干扰脱硝系统运行。（4）由于减少了给水加热量，要对锅炉热平衡及锅炉性能进行充分计算后实施改造。（5）此种改造对旁路烟道挡板的性能要求较高，如果旁路挡板打开后无法关闭，将会造成高负荷时进入SCR反应器的烟气温度超温，容易造成催化剂烧结。
2.2 增加省煤器工质旁路
增加省煤器工质旁路技术主要是给通过省煤器换热的给水增加一旁路，减少给水在省煤器处的换热，进而减少经过省煤器时烟气的热损失，最终提高进入SCR反应器的烟气温度。该方法可以通过调节给水旁路调节门的开度，调节烟气温度（图2）。
增加省煤器工质旁路带来的问题如下：（1）由于给水的换热系数为烟气换热系数的1/83，远远小于烟气的换热系数，通过给水旁路能够提高进入SCR反应器的烟气温度，但是效果不明显，要明显差于省煤器烟气旁路。（2）由于进入省煤器的给水量减少，会导致省煤器出口处给水温度升高，极端情况会造成省煤器出口处给水气化，烧坏省煤器。（3）由于省煤器给水旁路的存在，导致给水换热效果降低，增加排烟热损失，降低锅炉的热效率（0.5%～1.5%）。
2.3 省煤器采取分组布置
省煤器采取分组布置技术主要是减少原省煤器的换热面，进而减少进入SCR反应区前的烟气热损失，提高进入SCR反应区的烟气温度。同时在SCR后增加二级省煤器，对给水进一步进行加热（图3）。
采用此种方法能够使得空预器前的烟气温度基本保持不变，省煤器出口的给水温度也能基本保持不变，能够保证锅炉的经济性，使锅炉的热效率基本不变，可以维持锅炉运行方式不变，锅炉安全性高。
此种方法带来的问题是改造投资成本高，SCR反应区的烟气温度会整体提升，不具备烟温调节功能，高负荷时存在烟气超温的风险。
2.4 低负荷时提高给水温度
低负荷时提高给水温度的方法主要是通过提高在进入省煤器前给水的温度以达到减少给水在省煤器处的吸热量，从而减少烟气在省煤器处的热量损失，最终达到提高SCR反应器中烟气温度的目的。提高给水温度的措施主要有增加单级低压省煤器，增加高、低压旁路省煤器和增加旁路高加（零号高加）三种措施。
2.4.1 单级低压省煤器
增加单级低压省煤器技术就是在空预器后电除尘前增加一低压省煤器，利用烟气余热加热给水，提高进入省煤器的给水温度，减少烟气换热，提高进入SCR反应器的烟气温度（图4），此种方法不但能够提高进入SCR的烟气温度还能通过利用烟气余热换热提高机组的热效率，同时由于降低了进入除尘器前的烟气温度，增加了除尘器的除尘效果。
2.4.2 高、低压旁路省煤器
高、低压旁路省煤器技术是在单级低压省煤器的基础上发展来的，除增加低压省煤器外，在空预器处设置烟气旁路，增加一高压省煤器，在不影响空预器效率的前提下，使部分烟气流经空预器旁路，利用进入旁路的烟气加热给水，达到提升给水温度的目的（图5），此种方法能够进一步增加进入SCR的烟气温度和机组的热效率。
2.4.3 旁路高加
旁路高加技术就是在1号高加前增加一旁路高加，用高压缸抽气加热给水，一般在低负荷时投运，可以提升进入省煤器的给水温度，减少给水在省煤器的换热，提高进入SCR反应器的烟气温度（图6），此种方法不但能够提高进入SCR反应器的烟气温度，还能进一步提高机组热效率（约1%），减少煤耗。
提高给水温度的方法投资成本高，温度提升幅度一般，但是能够提升机组的热效率，在保证环保的同时能够节能，同时还可以通过高、低压省煤器，旁路高加的投运与否来调节进入SCR反应器的温度，机组安全可靠性高。
通过以上阐述，几种改造均能满足全负荷SCR在锅炉低负荷运行时的烟气温度要求，对几种改造方案的对比如表1所示。
3 结论
随着环保标准的日益严格，全负荷脱硝势在必行。本文对SCR脱硝技术进行全负荷SCR脱硝改造的几种方案进行阐述、比较，给出每种方案的优、劣，对要进行全负荷SCR脱硝改造的机组提供改造依据。
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参考文献
［１］谭青．汽包锅炉实现低负荷脱硝的烟气升温系统[J]．节能工程，2013，10：40-44．
［２］曹丽红．火电行业大气污染集成控制技术研究[J]．环境保护，2013，24：58-61．
［责任编辑：薛俊歌］