超低排放下的宽负荷脱硝技术介绍

大气网讯:摘要：为满足火电机组灵活性改造要求,实现机组最低技术出力以上全负荷、全时段氮氧化物稳定达标排放,需要对现有脱硝系统进行宽负荷脱硝改造,介绍几种主要的宽负荷脱硝技术。

2016年11月7日，国家发改委、国家能源局正式发布《电力发展“十三五”规划》。“十三五”期间，热电联产机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦。改造后，增加调峰能力4600万千瓦。同时全面推动现役机组的超低排放改造，要求机组满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达标排放要求。为了同时实现灵活性改造后机组低负荷运行和NOx≤50mg/m3的超低排放要求，就需要对现有脱硝装置进行升级改造或优化调整，实现锅炉宽负荷下的NOx达标运行。

1 灵活性改造对现有脱硝装置的影响

灵活性改造要求机组在20%～25%负荷无助燃措施下，实现低负荷深度调峰，并能够安全可靠运行，同时要求脱硝系统在低负荷下仍然实现NOx超低排放。SCR脱硝装置的运行温度为310～420 ℃，锅炉低负荷运行时省煤器后烟温基本低于脱硝反应温度，会造成喷按量增加、催化剂活性降低、氨逃逸增加。而且低负荷运行时，虽然炉膛温度降低，能够一定程度控制热力型NOx 生产，但主燃区的氧量升高，燃料型NOx 增加较多，低负荷运行时NOx排放浓度较满负荷时偏高，烟气量和NOx生成量的变化容易引起局部氨逃逸增加。过量的氨会和烟气中的 SO3反应易生成硫酸氢铵（ABS）并析出，堵塞腐蚀下游空预器等设备，影响主机的运行稳定性。因此需要对现有脱硝装置进行改造和优化调整，使其能够在机组宽负荷下达标运行。

2 宽负荷脱硝技术介绍

宽温脱硝技术主要从烟气侧、水侧和脱硝催化剂本身等三方面进行改造，达到脱硝反应温度窗口。

2.1 省煤器设置烟气旁路

在省煤器入口烟道处设置旁路烟道，直接将高温烟气通入SCR 反应器入口烟道，与省煤器出口冷烟气混合后进入SCR反应器进行脱硝反应，通过调节烟气旁路上的烟气挡板控制烟气温度（见图1）。该技术目前应用比较广泛，系统简单、改造难度低、投资成本较低。但在负荷变化的过程中，旁路中的烟气量也随之变化，造成反应器烟气流场和温度场的不均，而且很难及时通过优化试验进行调整；烟气挡板门出现问题后会对脱硝系统产生较大影响。

2.2 省煤器分级布置

将现有省煤器拆成高、低温段，烟气从省煤器高温段出口进入SCR 反应器，再返回到低温段（见图2）。该技术不会对锅炉效率产生影响的同时保证SCR的稳定运行。但该技术改造量大，投资成本高，改造空间较大，而且在满负荷运行时，可能出现烟温超过脱硝温度窗口高限。

另一种省煤器分级布置形式是新增一台满足低负荷运行的省煤器与原省煤器并联布置，满负荷运行和低负荷运行时通过给水切换阀分别投运原省煤器和分级省煤器，实现脱硝宽负荷运行（见图3）。该技术排烟温度不会升高、对锅炉烟风系统运行影响最小。但改造工程量大，投资成本高，占地空间大。

2.3 省煤器设置给水旁路

在锅炉给水进入省煤器入口集箱处设置水旁路，低负荷运行时，通过锅炉给水通过水旁路直接进入省煤器出口集箱，减少省煤器换热量，实现提升烟温的作用（见图4）。该技术改造工程量小、系统简单、投资低。但温升幅度小，需要走旁路的水量大，省煤器出口水欠焓降低，可能发生汽化，省煤器换热量的减少会降低锅炉效率。

2.4 省煤器热水再循环

在省煤器出口集箱设置回流系统，将省煤器出口部分高温热水通过回流阀（亚临界锅炉通过循环泵）回流至省煤器入口与给水混合，加大省煤器给水量，提高入口水温，减少省煤器换热量，从而提高烟气温度（见图5）。该技术改造该技术改造工程量小、系统简单、投资低。但省煤器换热量的减少会降低锅炉效率。

2.5 宽温催化剂

通过改变脱硝催化剂的组分和生产工艺等，改善脱硝催化剂的温度窗口，可扩大到250～400 ℃，满足大部分机组的变负荷运行时脱硝系统的稳定性。该技术无需进行省煤器等改造，对锅炉效率没有影响，目前该技术处在示范工程阶段，有待进一步推广。

3 结语

除上述几种技术外，还有前置加热器、省煤器中间集箱、中温省煤器技术等，大多是从提高省煤器入口烟温或提高省煤器入口给水温度提高现SCR 反应器入口温度的。机组改造过程中因根据锅炉运行参数、改造空间等综合设计，同时需要进行改造后SCR反应器烟气流场重新校核、喷氨优化调整等工作，以实现宽负荷脱硝系统的稳定高效。

原标题:超低排放下的宽负荷脱硝技术介绍