基于火电厂低负荷脱硝分析

李建星

（华电国际邹县发电厂，山东 邹城 273522）

0 引言

我国经济正处于快速发展过程中，电力需求量也在不断增加。在众多的发电厂中，火力发电厂所占比例最大。因此也导致了煤炭的用量只增不减，空气中的氮氧化物、粉尘、硫氧化物等大气污染物也随之增加，大气污染治理一直备受关注，但依旧存在很多问题。除了政府干涉治理之外，火电厂在发电时也要把这个问题纳入考虑之中。随着除尘设备和脱硫脱硝装置在火电厂的全面应用，空气污染情况得到一些改善，可是仍然不能从根本上解决。近年来，脱硝装置在火电厂中的投入已经是硬性指标，在火电厂中必须使用，否则就会被追究法律责任。目前脱硝技术的研究已纳入我国环境保护中的重要内容[1-2]。

1 火电厂脱硝背景

据统计，2008年我国的氮氧化物排放量高达2000万吨，排名世界第一。有专家预测，氮氧化物的排放量还会持续增加，到2020年将突破3000万吨。这样庞大的数字也给我国环境保护组织敲响了警钟，我国的大气环境质量将受到严重的威胁。

氮氧化物包括很多种，其中最重要的两种污染物是一氧化氮和二氧化氮。氮氧化物会对人体健康造成伤害，诱发疾病，且在大气中持续存在将造成二次污染。氮氧化物的大量排放会在空气中形成酸雨和光化学烟雾，对臭氧层造成破环，严重损害生态环境。随着经济的发展，我国的氮氧化物排放量逐渐上升，酸雨中的成分不断变化，已经出现硝酸和硫酸混合型酸雨，我国面临严重的酸雨污染状况。

氮氧化物主要产生于工业、机动车和火电厂。火电厂的煤炭燃烧产生的氮氧化物排放量比例最高。由于火力发电是我国电力的重要组成部分，因此，火电装机容量会出现增长，氮氧化物排放量在短时间内是无法减少的，甚至更多是处于增长水平[3]。

2 火电厂脱硝技术发展

火电厂的氮氧化物排放控制手段包括：严格控制燃烧过程中生成的氮氧化物容量，是一种低氮燃烧技术；另一种是对煤炭燃烧后产生的氮氧化物进行处理，指烟气脱硝技术。烟气脱硝技术又包括了选择性催化还原法（SCR技术）和低负荷脱硝技术，除了这两种之外，还有活性炭吸附法、微生物吸收法，等等。

2.1 低氮燃烧技术

燃料在燃烧时生成氮氧化物，然后人为地进行燃烧技术改进来实现氮氧化物的生成量和排放量控制，该技术被叫作低氮燃烧技术。低氮燃烧技术包括了三个方面的内容：分别是低氮燃烧器、空气燃烧技术以及燃料燃烧技术。根据火电厂中新引进的火电机组规范，都要安装低氮燃烧设备，在传统的火电机组的脱硝设备改造中，将锅炉炉壁进行修改，就能实现低氮燃烧技术。低氮燃烧技术有两项重要的内容：第一，它可以使用单项技术或者运用多项技术组合；第二，该技术的脱硝效率最大能够达到50%，技术工艺较为成熟，设备运行和投资成本费用较低[4]。

2.2 选择性催化还原法

SCR催化还原技术是指在选择性催化剂的作用下实现氮氧化物转换的化学反应，出口烟气中的二氧化氮会通过化学反应转换为氮气和水，从而达到出口烟气中二氧化氮排放量减少的技术。应用于烟气脱硝中的SCR催化剂可分为高温催化剂（345～590 ℃）、低温催化剂（80～300 ℃）以及中温催化剂（260～380 ℃），催化剂种类不同，反应温度也有所差别。如果化学反应温度较低，选用的催化剂活性也较低，会造成烟气脱硝效率有所下降，同时催化剂长时间处于低温工作状态会影响催化剂的相对活性。而化学反应温度偏高，容易造成催化剂氧化，还会使催化剂材料发生改变，催化剂失活或者活性降低。近年来，国际上的SCR还原装置多使用耐高温催化剂，反应温度在 315～400 ℃左右。

催化剂的选择与SCR脱硝装置的结构也有密切联系。SCR的结构有三种：一是位于烟气脱硫除尘之后(尾部法)、二是安装在锅炉后方（高尘法）、三是处于电除尘器与空气预热器之间（低尘法）。高尘布置时SCR反应装置处于省煤器与空气预热器之间，而它们之间的温度是300～430℃，此温度是普通催化剂的最合适温度，当烟气通向SCR反应装置后，不需要再进行加热，反应装置的运行成本较低。低尘布置法通过降低烟尘对反应催化剂的化学作用，从而避免催化剂出现堵塞，尽可能地提高催化剂的寿命。但是低尘布置法须使用电除尘器。尾部布置法中SCR安装在烟气除尘脱硫后方，需要加热系统来满足烟气催化剂的温度要求，投资成本高。因此，在SCR催化还原装置中，高尘布置法是首选[5]。

3 国内外SCR技术现状研究

当前，我国的火电厂已经开始大规模的安装SCR催化剂还原装置，以达到大面积降低氮氧化物排放量的目的。但就目前火电厂中正在运行的SCR还原装置来说，它的机组省煤器排烟效果会受到温度的影响，负荷将低至50%，排烟温度达不到催化剂的最低运行温度，造成脱硝效果降低[6]。因此，有必要对市面上正在运行的SCR脱硝还原装置进行完善和创新，主要是通过控制选择性催化剂的还原反应器释放的烟气温度，从而确保烟气温度范围能够在催化剂所需温度区间内，实现锅炉的氮氧化物排放量达标。并同时使得还原催化剂的寿命得以延长，有效降低催化成本。

4 低负荷脱硝技术介绍

锅炉低负荷工作条件下，为了实现省煤器烟气温度的上升，有以下几种方案供参考。

4.1 锅炉水混合提温法

锅炉水混合提温法主要是采用锅炉水加热的办法来增加省煤器的烟气温度，这个方案已经在火电厂运行，有经验积累，运行效果有据可依。

4.2 多级省煤器脱硝

省煤器分级是通过改变省煤器的结构布置来实现多级省煤器运行，然后把将改装过的省煤器安装在SCR还原装置的烟气出口位置，但是改装过后的多级省煤器由于规模过大，火电厂的场地无法满足要求，因此，多级省煤器还没有应用到实际的脱硝反应器中。

4.3 省煤器旁路脱硝技术

省煤器旁路脱硝技术指的是从省煤器的烟气出口侧或者给水侧设置旁路，在低负荷时，一部分温度高的出口烟气会向烟气旁路流通，另外一些锅炉给水往水侧旁路流出，如此一来，能够使得出口烟气的温度提到提高，可以满足SCR还原装置的运行要求 。省煤器旁路脱硝技术的设计方案效果良好，在工程中已经有应用。

4.3.1 省煤器水旁路改造

省煤器水旁路改造是指在一些省煤器供水管中增加旁路设置，在低负荷脱硝时，能够有效减少供水量，实现省煤器烟气温度的升高。此方案需要进行修改的内容是：① 通过给省煤器给水管道安装补偿器，再安装手动阀门装置；② 对省煤器给水管道进行部分改造；③ 要对水旁路管道进行定期的检修、维护，尤其要设置钢架结构、栏杆；④ 在省煤器给水旁路装置中设置控制和照明系统，保证工作人员在施工时的安全。

4.3.2 省煤器烟气出口旁路

省煤器烟气出口旁路只需将省煤器中一些高温烟气加热省煤器的出口烟气，因此仅对一些锅炉尾部框架和省煤器给水管道实行改造即可。方案内容包括：① 在省煤器的烟气旁路管道上调节挡板门，调整补偿器和导流板系统；② 改造锅炉尾部钢架结构、栏杆和检修平台；③ 检查省煤器烟气旁路的电气和照明系统；④ 完善省煤器烟气旁路控制系统；⑤ 检修省煤器烟气旁路的压缩空气、保温、排灰等辅助系统；⑥ 检查其他的空气压缩和汽水管道装置。以下是省煤器旁路在烟气脱硝中的应用，如图1所示为烟气脱硝流程图。

5 低负荷脱硝技术的经济、安全内容分析

5.1 省煤器烟气旁路安装挡板

图1 烟气脱硝流程图Fig.1 Flue gas denitration flow chart

省煤器烟气旁路安装挡板，能够很大程度上将SCR还原脱硝装置的出口烟气温度不高的问题进行有效解决，但是，这种安装挡板的方式会进一步提高火电厂投资运行的资金，在SCR装置正常工作情况下，安装的旁路挡板需要长时间处于高温烟气环境中，增加了故障发生的频率，一旦挡板出现问题，锅炉运行受到影响，在问题没有处理之前，不能在进行烟气脱硝。所以这种方案不是最佳的方法[8]。

5.2 调整磨煤机制粉层次

低负荷脱硝过程中，需要调整磨煤机的制粉层次，尽可能地把制粉层次移动，使炉膛火焰中心被增高，出口烟气温度也会被提高，温度可以达到8 ℃，升温效果明显。但是制粉层次如果经常调整会造成锅炉内气温变化太大，会留下安全隐患，因此也不是理想的解决办法[9-10]。

5.3 停止锅炉吹灰

停止锅炉吹灰能够短时间内提高低负荷机组的SCR反应器出口温度，但锅炉管壁会出现机会严格、甚至结焦的现象，给机组安全运行带来障碍。考虑到机组高负荷段的排烟情况，这种方式会导致排烟损失过大，火电厂的运行经济性能受到影响，违背了低负荷脱硝技术的相关原则，因此不建议使用。

5.4 调整磨煤机出口烟气温度

火电机组在进行低负荷工作过程中，可以通过调整磨煤机的出口烟气温度来增强脱硝效果，这个办法操作上较为简单，但实际的脱硝效果并不显著，并且磨煤机出口烟气温度一旦出现降低，会造成严重的燃煤损耗，有很大的负面影响。

5.5 增加锅炉风量

火电厂低负荷脱硝时，可以适当增肌锅炉的风量，对SCR还原脱硝装置的出口烟气温度提高有重要的作用，虽然锅炉风量增加，但排烟损失也随之增加。同上述几种方法进行比较后，可以得知这项操作简单，且只在低负荷脱硝期间使用，适用性强[11]。

6 结语

火电厂在运行期间既需要承担排放指标的重任，又处于低负荷运行的重要阶段，所以SCR脱硝技术的不断升级和完善，能够保证低负荷脱硝系统的正常运行，低负荷脱硝技术的氮氧化物超低排放将成为大势所趋。