宽负荷脱硝技术方案比选

(广州发展电力集团有限公司，广东 广州 510623)

燃煤火力发电厂的烟气污染物主要是燃烧后的产物，包括粉尘，高温下可挥发的重金属(如Hg)，燃烧中产生的二氧化碳(CO2)、二氧化硫与三氧化硫(SOx)、氢氧化物(NOx)、一氧化碳(CO)、氯化氢(HCl)、氟化氢(HF)等。这些污染物中，有些含量极微，对环境影响较小，目前还没有治理的要求；有些含量较大并且会对环境造成不利影响，是目前环境治理的重点；还有一些微量污染物，目前尚无经济、有效的手段进行治理。

从技术上考虑，火力发电厂的烟气污染物都能捕集或处理，理论上可以令最终排放的烟气成分只含有N2、H2O、O2等无害成分，实现烟气污染物零排放的目标。但从可持续发展的角度考虑，火力发电厂在成本可接受的情况下，可以做到既能满足社会对能源的要求，又能降低对环境的影响。

按照《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)的规定，自2015年1月1日起，燃煤锅炉大气污染物排放浓度值如表1所示。其中，重点地区执行大气污染物特别排放限值。

表1 燃煤锅炉大气污染物排放限值 mg/Nm3

国内一些地方政府提出的“超洁净排放”“近零排放”标准，是把燃煤电厂的主要污染物排放指标与燃气电厂的指标看齐，目的是令燃煤电厂接近绿色能源的标准，保护燃煤电厂可持续发展，适合我国以煤炭作为主要能源的现状。目前提出的“超洁净排放”标准中，大部分观点认为NOx、SO2、粉尘等主要污染物排放浓度分别为50 mg/Nm3，35 mg/Nm3，5 mg/Nm3。

1 设备状况

目前四角切园燃烧锅炉多采用空气分级低NOx燃烧方式，通过空气分级配风，控制燃料着火阶段的氧量，使煤粉燃烧初期处于富燃料的弱还原化学气氛。一方面抑制燃烧过程中NOx的生成；另一方面弱还原气氛下可促进部分已经生成的NOx重新还原分解。虽配置了低NOx燃烧器，实际运行性能也优于原保证值，但是距离超洁净排放仍有一定距离。因此，即使采用了低NOx燃烧器的锅炉，仍要设置脱硝装置。

大部分电厂使用的是SCR脱硝装置，采用高含尘布置方案，与低NOx燃烧器结合可以达到50 mg/Nm3的排放水平。但是，一些SCR脱硝装置采用中温催化剂，按照厂家给定的技术要求，最低喷氨烟温不得低于280～320 ℃。在锅炉负荷低于50%BMCR后，烟温降低，脱硝效率随之下降，继续降低负荷，低于最低喷氨温度时无法满足投运要求，被迫退出脱硝系统，造成NOx排放不达标，全年NOx总量排放增加。个别电厂将脱硝投运温度设计为320 ℃，为满足环保要求，逐步将脱硝投运温度调整到285 ℃，甚至280 ℃。但由于降低脱硝系统投运温度或通过燃烧调整提高烟气温度存在一定的风险，需审慎选用。其原因有两点。(1)降低脱硝系统的投运温度，势必会生成更多的硫酸氢胺，硫酸氢胺一方面会附着在SCR反应器表面，隔绝催化剂与烟气相互作用，使得脱硝反应无法进行，同时会影响催化剂的使用寿命；另一方面容易造成空气预热器堵塞及电除尘器极板、极线的粘灰、裹灰，影响发电机组的安全、经济运行。(2)通过燃烧调整，或者牺牲锅炉效率、优化锅炉受热面的吹灰方式来提高烟气温度，存在受热面超温风险。

为实现NOx达标排放及全年NOx总量减排，需要提高脱硝设备投运率，创造低负荷下可以喷氨的条件。低负荷脱硝有两个技术方向：一是提高低负荷下烟气温度；二是采用低烟温下仍可以使用的新式催化剂。目前，低温催化剂技术尚未成熟，没有适合燃煤机组使用的配方，所以只能采取在低负荷下提高烟温，以满足脱硝条件。

2 各种宽负荷脱硝改造技术方案简述

2.1 省煤器烟气旁路

在省煤器入口引出一路旁路烟气(见图1)，高负荷运行时关闭旁路挡板，低负荷时根据烟温提升需求，按比例打开旁路挡板，用高温的旁路烟气加热省煤器后烟气，达到提高脱硝装置入口烟气的目的。

图1 省煤器烟气旁路系统示意图

2.2 省煤器给水旁路

在省煤器给水入口引出一路给水旁路(见图2)，低负荷时按比例打开给水旁路调节阀，让一部分给水绕过省煤器直接进入水冷壁，通过分流给水流量的方式减少省煤器吸热，以提高脱硝装置入口温度。

图2 省煤器给水旁路系统示意图

2.3 分级省煤器

把省煤器分为上下两级(见图3)，上级(热端)省煤器布置在脱硝装置入口上游，下级(冷端)省煤器布置在脱硝装置出口下游，相当于脱硝装置入口烟气从省煤器中间抽取，提高了各个负荷下脱硝装置的入口烟温。

图3 省煤器分级系统示意图

2.4 设置“0号”高加

在汽轮机高压缸上增加一个抽汽口，并增设一级高压加热器。当负荷降低时，投入这级增加的高压加热器，通过提高给水温度，减小给水与省煤器烟气的平均温差，达到减小换热量提高脱硝装置入口烟温的目的。这级高压加热器只在低负荷下运行。

另一种与“0号”高加相近的思路，是在汽轮机上设置一个压力高于1段抽汽的抽汽口(可称为0段抽汽)。在额定工况下，0段抽汽口不使用，当低负荷烟温不满足脱硝运行时，把1段抽汽切换到0段抽汽。同样，可以提高给水温度而间接提高烟气温度。这种思路，提高烟气温度的效果与“0号”高加相同，但是可以减少1台高加的设备投资。

2.5 省煤器中间集箱流量调节方案

在省煤器合适的中间位置设置一个中间集箱，给水设置一路带调节阀的旁路直接进入中间集箱。通过调节旁路的给水流量改变中间集箱以下省煤器受热面的吸入量，从而改变省煤器后排烟温度。此方案的效果与给水旁路方案相似。

2.6 省煤器给水再循环方案

在省煤器进口与出口之间设置再循环旁路，通过循环泵改变再循环的给水比例，改变省煤器进口给水温度，间接改变省煤器出口烟气温度。

3 宽负荷脱硝技术方案对比分析

各种宽负荷脱硝技术方案各有优势和不足，新建和改造机组选取方案也会有差异。现从提高烟温手段、烟温调节范围、满足脱硝负荷、对锅炉效率影响、对水动力影响、对汽轮机影响、对催化剂影响、投资费用、适用情况等方面对各种宽负荷脱硝技术方案进行对比分析，其分析情况见表2。

表2 各种宽负荷脱硝技术方案对比分析情况

如不考虑对汽轮机进行改造，可以排除0号高加的方案。省煤器给水旁路、省煤器中间集箱流量调节和省煤器给水再循环方案均是通过改变给水侧来间接改变烟气温度，技术上均可行。目前机组多采用滑压运行方式，低负荷下给水汽化温度随压力降低，烟温调节幅度有限。因此，对于需提高烟温幅度较小的机组可考虑这些方案，而对于需较大幅度提高烟温的机组不适合采用这些方案。

省煤器烟气旁路和分级省煤器两种方案均有较宽的烟温调节范围，其中烟气旁路调节范围最大。两种方案烟气设计温度随负荷变化的对比见图4。图中，纵坐标为烟气设计温度(℃)，横坐标为锅炉的负荷率(%)，阴影区域是脱硝催化剂允许的运行温度区域。

图4 两种低负荷脱硝方案烟气设计温度

烟气旁路从锅炉烟气竖井低温蒸汽受热面与省煤器之间开设烟气抽出口，让部分烟气不经过省煤器，直接从旁路进入省煤器下游，两股不同温度的烟气混合后，提高脱硝装置入口的温度。理论上烟气经过旁路的比例越大，脱硝入口烟温温度越高。由此带来的效应是空预器入口温度随之增高，排烟温度会升高，锅炉效率会降低。经估算，600 MW机组投入烟气旁路以后，在30%BMCR负荷时，锅炉效率下降1%～1.5%；在50%BMCR负荷时，锅炉效率下降0.2%～0.5%；在较高负荷运行时，烟气旁路处于关断状态，理论上不会降低锅炉效率。但是，旁路挡板或多或少存在关闭不严的情况，会有部分烟气泄漏，锅炉效率也会降低。

分级省煤器是减少原有省煤器冷端部分受热面，减少烟气与给水换热量，使各个负荷下脱硝装置入口烟气温度都得到提高，在较低负荷下仍能满足喷氨温度要求。烟气经过脱硝以后，温度近似不变，为了减少排烟损失，在脱硝与空预器入口之间增设一级省煤器。增设的省煤器的换热量与原有省煤器减少的换热量相同时，空预器入口烟温与原设计值一致，因此锅炉效率不受影响。分级省煤器是一种被动改变烟温的方案，两级省煤器的比例一旦确定，投产之后就不能再改变，各个负荷下脱硝装置入口烟气温度都会有一定比例提高。热端省煤器面积越小，脱硝装置入口烟气温度越高，过于追求更低负荷下脱硝，热端省煤器面积偏小时，可能会造成满负荷工况下脱硝装置入口烟气温度超过催化剂许用温度上限值。脱硝装置入口烟气温度越高，催化剂的使用寿命越短。催化剂更换费用是脱硝装置运行成本的重要组成部分，会带来电厂维护成本的增加。因此，既要考虑低负荷(30%～50%BMCR)下能满足喷氨要求，又要保证满负荷工况下脱硝装置入口烟气温度不超过催化剂许用温度上限值，就应控制热端省煤器面积比例不能太小。

对比省煤器烟气旁路和分级省煤器两个改造方案，省煤器烟气旁路方案具有投资相对较低、调节幅度较宽的优点。但是，对锅炉效率影响较大，不符合节能减排的要求，同时煤耗增加对运行成本影响较大。分级省煤器两级面积分配比例恰当，既能满足低负荷投运脱硝的要求，又兼顾催化剂寿命与脱硝装置投运率两方面要求，还不影响锅炉效率，但投资费用较高。

4 结论

对于新建机组，兼顾锅炉效率、催化剂寿命与脱硝装置投运率方面的要求，优先选用省煤器分级布置方案。

对于改造机组，如需要提高烟温的幅度较小，可以选用投资较小的给水旁路、省煤器中间集箱流量调节、省煤器给水再循环等方案；在都能满足要求的情况下，从运行操作和运维成本考虑，优先选用省煤器给水旁路或省煤器中间集箱流量调节。如需要提高烟温的幅度较大，可选用烟气旁路或省煤器分级布置。其中，如脱硝装置后有足够的空间时，优先考虑选用省煤器分级布置；如脱硝装置后空间较小，无法安装分级省煤器时，则考虑选用烟气旁路。

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