燃煤电厂低负荷脱硝性能提升技术综述

于智新,杨宇贤

华电潍坊发电有限公司   山东潍坊261000

摘要：目前，火电站低负荷运作成为了常态。如何保证SCR脱硝设备在低负荷标准下的高效平稳运作，是一个值得讨论的难题。尽管省煤器分离、省煤器水旁路、省煤器烟气旁路、尾端烟道加温和SO3除去等技术能够减少低负荷工况下的脱硝特性，却也会带来一些不良影响。因而，迫切需要开发成本低、高稳定性的低负荷脱硝技术。

关键词：燃煤电厂；低负荷；脱硝性能；提升技术

1机组深度调峰投运SCR脱硝的技术路线

1.1烟气侧调温旁路

烟气旁路的要关键在温态启动前期和低负荷工况下运作。依据主烟道的调整，调整隔板的开度，适度调整主烟道的阻力，依据旁路烟道的调整隔板调整旁路里的烟气流量，操控混和烟气的温度。高负荷运转中，关掉膈膜即可。旁路烟气的提取有多种选择，如省煤器进口、低温锅筒进口和参数较强的上游烟气。烟气的排气方位越高，旁路的烟气温度越高，烟气旁路调整SCR进口烟气温度的能力越强，受影响的炉鼓越多。侧烟气温度操控旁路带来的问题是SCR进口烟气温度误差大。

1.2省煤器水侧旁路

在省煤器水侧旁路计划中，应在省煤器进口炉墙前设定调节阀和软管，将部分给水短路，直接引至省煤器水落管出口。在过热器投入锅炉汽包曾经，应下降省煤器给水的吸热量，以到达省煤器出口的烟气温度。在选择省煤器水旁路计划时，应考虑下列不利影响：1)省煤器供给的水量削减，工质未充足低温，省煤器运作情况下可能发生气穴，影响省煤器的安全运转；2)省煤器削减传热、排烟温度和锅炉功率；3)由于省煤器传热阻力的要害是烟气侧，水侧流量的转变对导热系数影响不大，可调烟气温度范畴有限。该计划适用于SCR进口烟温升高低(10之内)的机组，不适用以烟温升高强的机组。

1.3省煤器的分级布置

除去原省煤器的下游部分，在晶闸管后边提高一定面积的省煤器传热面；给水被引入SCR反应器后边的省煤器，随后进到SCR反应器前边的省煤器。削减SCR反应器前省煤器的吸热量和SCR进口的烟气温度。

1.4回热抽汽和补充给水

蒸气被泵注高压加热器，高压加热器在机组低负荷时投入运作。主蒸汽喷射压力用以回热抽汽，其混和蒸气进到帮忙加热器加温给水，从而加温给水温度。可大起伏下降1g/(kwh)的企业耗煤率和SCR设备进口烟温。

1.5省煤器开水再循环

在省煤器给水旁路体系上，装置省煤器开水再循环，以进一步削减省煤器的吸热量和脱硝设备进口的烟气温度。优势：1)改造所需空间小，现场施工量小；2)改造周期短，投资成本低；3)体系简易，可动态调整SCR进口烟气温度；4)当锅炉SCR进口的烟气温度在高负荷下符合要求时，体系能够关机，以维持锅炉的总体功率不变。缺陷：低负荷时锅炉功率削减。

2烟温提升技术

2.1省煤器分割

分段省煤器的工作原理是由锅炉省煤器炉墙分为二级，第一级布局在SCR设备的前边，第一级布局在SCR设备的后边。

在省煤器水旁路方案中，应设置一个调节阀和一根软管

锅炉水循环是指从外界提取一定温度的蒸气，并把提取的蒸气引进给水。当SCR烟气温度无法满足SCR运作规定时，投入抽汽和给水温度以降低省煤器从烟气中吸收的热量，随后减少省煤器出口烟气温度。因为给水温度的原因，该方案存有排烟温度和锅炉热效减少等难题。

2.4省煤器烟气旁路

针对省煤器的烟气旁路，应在省煤器某一位置的烟道上打孔，将一部分未与省煤器充足传热的烟气与省煤器出口烟气混和在SCR烟道中，以控制烟气温度。在具体运行时，省煤器烟气旁路方案能够显著提高烟气温度，但会影响脱硝系统原有的势流。同时省煤器的传热降低，还会减少锅炉的热效。

2.5尾端烟道加温

在一些气源丰富的电厂，在省煤器出口增强了燃气加热装置，运用天然气的燃烧热加温省煤器出口的烟气。该技术能够有效控制省煤器出口烟气温度，但存有三个问题：a)添加天然气会提升脱硝系统的运行成本；b)在天然气燃烧不完全的前提下，第4章将影响后续CEMS(烟气排出持续监测系统)感应器和脱硫脱硝设备的正常运转；c)可能造成流动特点和温度遍布不均匀，从而影响系统脱硝效率的潜在难题。

2.6乳白色硫酸的分析与对策

硫酸呈乳白色的主要原因是硫酸中溶解了大量铁离子（fe2+、fe3+）。其主要成分为硫酸铁[fe2（SO4）3]和硫酸亚铁（FeSO4）。由于浓硫酸对硫酸铁和硫酸亚铁的溶解度很小，过量的硫酸铁将以细胶体颗粒的形式悬浮在浓硫酸溶液中。由于硫酸铁的不稳定性，很容易与容器壁（铁）反应形成硫酸亚铁，这使浓硫酸的透明度变差，并呈现白色“乳液”。一般情况下，制酸系统重启后，98%酸的透明度会恶化，这是由于启动和停机期间设备腐蚀产生的酸泥造成的。稳定生产3～4天后，酸的透明度将逐渐提高。生产中的对策：① 措施：停车后，不允许空气或烟气（尾气管道倒串）进入干式吸收转化系统；② 严格控制干燥塔后SO2气体的含水量不超过0.1 g/nm3（如发现换热器内冷凝酸增加，检查干燥塔后部是否漏气至风机，硫酸浓度是否在技术范围内，除雾器是否正常），防止设备腐蚀；③ 从热交换器排出的冷凝酸不得倒入干洗系统；④ 定期更换成品酸槽，或添加氮气保护以防止外部空气进入并造成管壁腐蚀，或添加空气干燥器。

3宽温催化剂

从有关介绍看得出，传统的基于锅炉和辅助系统改造的烟气加温技术可以在一定程度上处理低负荷工况下烟气脱硝效率低的难题，却也存有锅炉热效低、耗能强的难题。假如SCR脱硝能在低负荷范围内稳定运作，就不必须改造锅炉侧。

因而，开发适用于250 ~ 450温度范畴的催化剂也是处理低负荷SCR脱硝难题的重要方向之一。

目前，运用最广泛的SCR脱硝催化剂关键基于V2O5-WO3/TiO2体系。当温度小于320时，催化剂活力差，造成低负荷下脱硝效率低，NOx排放超标。在目前的V2O5-WO3/TiO2体系中，能通过添加衔接金属元素如MnOx、FeOx、CuO、CeO2或稀土氧化物氧化物来提升催化活性。宽温催化剂的选择既要处理低温下催化剂活性的难题，又要克服so3转换率高和生成硫酸铵的难题。目前只有少数电厂应用宽温催化剂开展精煤烟气脱硝。如温州热电厂采用浙江大学研发的宽温催化剂，可平稳脱硝负载至少35%，出口氨浓度控制在310-6g/m3之内。但总体来说，宽温催化剂还处在开发探寻阶段，应用案例少，运行时间短。其技术可行性必须工程实践来验证。

4So3去除技术

在低负荷下，硫酸铵的生成也是影响脱硝系统稳定运行的关键因素。在实际工作上，降低了脱硝系统中so3的浓度，降低了硫酸铵的生成，从而提高了脱硝系统的运行稳定性：

Na2CO3(s)+SO3(g)→Na2SO4(s)+CO2(g)

SO3(g)+Na2SO3(s)→Na2SO4(s)+SO2(g)

碱吸附剂喷射位置包含SCR脱硝入口烟道、SCR脱硝出口烟道、除尘器入口烟道等。根据SO3去除技术，脱硝系统中SO3含量最高可减少85%以上，系统中硫酸铵的产生量也大大减少，可有效减轻因硫酸铵的存在导致的催化剂通道和空预器阻塞。

结论

对于机组低负荷下NOx排放超标的难题，联系实际运行数据，详细分析了影响尿素热脱硝效率的可能原因和要素。与机组无法完成低氧氮燃烧、低负荷下尿素雾化、与烟尘混和效果差、炉内床温低相关。本文给出了实际的对策和调节改造的方位。

参考文献:

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