錢冉冉　溫卿云　楊西茜　何永勝

（上海龍凈環(huán)?？萍脊こ逃邢薰旧虾?00331）

燃煤鍋爐省煤器分級改造實現(xiàn)低負荷SCR脫硝的案例分析

錢冉冉溫卿云楊西茜何永勝

（上海龍凈環(huán)?？萍脊こ逃邢薰旧虾?00331）

本文針對國內(nèi)燃煤機組長期低負荷運行導致SCR脫硝系統(tǒng)無法投運的問題，闡述了目前國內(nèi)普遍采用的提高SCR脫硝投運率的運行控制措施及幾種切實可行的技術改造方案，并介紹了某項目通過對省煤器分級改造提高SCR入口煙氣溫度，實現(xiàn)低負荷SCR脫硝系統(tǒng)穩(wěn)定運行的案例，旨在為國內(nèi)同類型機組改造提供參考和借鑒。

低負荷；煙氣脫硝；選擇性催化還原（SCR）；分級省煤器

近年來我國多地先后遭遇多次大范圍持續(xù)霧霾天氣，日益嚴重的大氣污染問題以這種“看得見”的形式越發(fā)凸顯出來，引起國家和民眾的廣泛關注?？諝馕廴旧疃日{(diào)查紀錄片《柴靜霧霾調(diào)查：穹頂之下》，更是轟動一時。由燃煤產(chǎn)生的NOX作為當今大氣污染的重要來源之一，國家對其排放限制的要求日益嚴格。2003年燃煤鍋爐的NOX排放限值為450 mg/m3，到2011年排放限值下降為100 mg/m3，按照發(fā)改能源[2014]2093號文《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》最新要求：多地新建燃煤發(fā)電機組NOX排放限值達到50 mg/m3[1-3]。

選擇性催化還原（SCR）技術是目前國內(nèi)應用最多也最為成熟的煙氣脫硝技術。截至2012年底，脫硝裝機容量達2.3×108kW，其中SCR占99%以上[4]。隨著社會用電結構發(fā)生變化，國內(nèi)燃煤機組參與調(diào)峰，燃煤火電機組出現(xiàn)大面積、長時間低負荷運行的情況。從已運行的脫硝裝置來看，約30%以上機組省煤器排煙溫度較低[5]，導致脫硝系統(tǒng)退出運行，給NOX減排帶來不利影響。因此對鍋爐進行SCR低負荷運行技術改造顯得十分迫切和必要。本文將以廣西金桂＃1、＃2（2×670t/h）鍋爐煙氣脫硝工程為案例，闡述省煤器分級改造技術在低負荷SCR脫硝中的應用。

1　低負荷SCR脫硝技術概述

不同煙氣環(huán)境下，SCR脫硝催化劑的最佳活性溫度區(qū)間稍有不同，但大致在300℃~420℃范圍。鍋爐低負荷運行時，省煤器出口（即SCR脫硝裝置入口）煙氣溫度較低，低溫導致催化劑活性降低，氨逃逸增大，還原劑氨與煙氣中的SO3反應生成的硫酸氫氨和硫酸氨會沉積在催化劑上，進一步降低催化劑的活性，甚至造成催化劑不可逆轉(zhuǎn)的失活。此外，在147℃~207℃溫度范圍內(nèi)時，液態(tài)的硫酸氫銨是一種粘性、強腐蝕性的物質(zhì)，會腐蝕和堵塞下游空預器等設備。

21世紀初，國內(nèi)在提高SCR脫硝設備投運率所采取的措施較多集中于運行控制方面。例如：選擇硫份較低的煤種、嚴格控制適當?shù)膰姲绷?、加強催化劑區(qū)域及空預器區(qū)域的吹掃等。以上控制措施只能稍微減輕低負荷時形成的硫酸銨鹽的危害，并未從根本上解決問題。

要真正實現(xiàn)低負荷SCR脫硝裝置的投運，必需對硬件設備采取實質(zhì)性改造措施，其技術指導路線有兩個：（1）采用低溫催化劑；（2）提高省煤器出口（即SCR脫硝裝置入口）煙氣溫度。目前國內(nèi)清華大學、中國科學院生態(tài)環(huán)境研究中心等單位均開展了低溫催化劑的研究，雖然取得了一定的進展，但是大部分的研究工作仍處于實驗室階段，離大規(guī)模工業(yè)化運用仍存在較大的差距。因此，工程實踐中基本都采用第二種技術路線，可通過以下四種方案來實現(xiàn)：（1）加熱鍋爐給水；（2）設置省煤器水旁路；（3）設置省煤器煙氣旁路；（4）省煤器分級改造。目前上述四種方案均有運行經(jīng)驗，其中，加熱鍋爐給水、設置省煤器水旁路兩種方案對省煤器出口溫度的提升能力有限、對鍋爐的效率有明顯影響，但因其改造相對簡單、投資成本低在工程中已有應用；設置省煤器煙氣旁路會降低鍋爐熱效率、擾亂煙氣流場干擾脫硝系統(tǒng)運行、對旁路擋板的性能要求較高（堵灰、一旦故障易導致催化劑燒結等），且投資成本稍高，但因其對省煤器出口溫度的提升效果明顯，在工程中也有應用。以上三種方案提高鍋爐省煤器排煙溫度的同時，除了影響鍋爐熱效率，還會導致下游電除塵的除塵效率下降。

省煤器分級改造技術是將SCR脫硝裝置的煙氣抽取點由原來省煤器出口改為省煤器管組間抽取，即將省煤器部分受熱面移至脫硝反應器后。省煤器分級改造技術由于改造量稍大、成本相對較高在以往工程中運用較少，有文獻說明2014年該技術在國內(nèi)火電機組低負荷脫硝中首次運用，運行效果較穩(wěn)定[6]。省煤器分級改造技術即能很好的滿足SCR脫硝裝置對煙溫的運行要求，又不至于使排煙溫度升高、降低鍋爐熱效率，且其運行穩(wěn)定，故障、后期維護等較少，已越來越得到業(yè)內(nèi)廣泛認可。

2　省煤器分級改造實現(xiàn)低負荷脫硝的案例分析

2.1項目概況

廣西金桂漿紙業(yè)有限公司動力廠屬于廣西金桂漿紙業(yè)有限公司的自備電廠，其2×670t/h鍋爐為燃煤鍋爐。2013年龍凈環(huán)保為2臺鍋爐增設脫硝裝置，采用選擇性催化還原法脫硝工藝，采用高灰型SCR布置方式。催化劑層數(shù)按“2+1”模式布置，初裝2層預留一層。按照滿負荷處理100%煙氣量、SCR入口NOx濃度350mg/Nm3，NOx含脫除率不小于72%（附加層催化劑不投運）設計脫硝裝置，要求能適應鍋爐50%BMCR工況和100%BMCR工況之間的任何負荷。

該工程脫硝系統(tǒng)入口煙氣含塵量為50g/Nm3，含塵量較高，選用節(jié)距（10mm*9.1mm）較大的波紋板式催化劑，進口品牌。脫硝系統(tǒng)入口SO3濃度為30 mg/Nm3，綜合其它因素計算得ABS（硫酸氫氨）露點溫度為296℃，因此推薦催化劑的最低連續(xù)運行溫度為300℃。在鍋爐100%BMCR工況下，原有省煤器出口煙氣溫度為261.7℃，遠低于催化劑的運行溫度下限，且省煤器出口與空預器入口空間有限，為滿足脫硝SCR系統(tǒng)煙溫300℃~420℃及SCR系統(tǒng)煙道布置的空間要求，需對省煤器進行改造。

2.2省煤器分級改造前后性能對比

省煤器分級改造前后性能對比數(shù)據(jù)見表1。

表1　改造前后性能數(shù)據(jù)對比

由上表可看出，改造前后省煤器總的阻力和出口排煙溫度基本保持不變，對鍋爐總體性能沒有大的影響，基本維持不變。省煤器改造后，在鍋爐50%~100%BMCR工況下，脫硝裝置入口煙氣溫度（即上游省煤器出口煙溫）范圍有較大提升，達到314.5℃~ 358.5℃，保證了脫硝系統(tǒng)的穩(wěn)定投運。同時，本工程對省煤器采用最大限度的移位利舊改造，有效控制了投資成本。

3　改造后脫硝系統(tǒng)運行情況

廣西金桂＃1、＃2（2×670t/h）鍋爐煙氣脫硝系統(tǒng)分別于2015年1月和2014年9月通過168試運行，運行效果穩(wěn)定，未出現(xiàn)因低負荷導致脫硝系統(tǒng)退出的情況。2015年12月第三方對改造后的#1、#2爐脫硝系統(tǒng)進行了性能試驗，性能檢測部分結果如表2。

表2　#1、#2脫硝系統(tǒng)性能檢測結果

由表2#1、#2爐脫硝系統(tǒng)性能檢測各項指標可以看出，脫硝效率、凈煙氣NOX排放濃度、氨逃逸、氨耗量、系統(tǒng)壓降、溫度降、電耗及SO2/SO3轉(zhuǎn)化率均明顯優(yōu)于性能保證值，脫硝系統(tǒng)運行良好。

4　結語

通過合理的改造途徑提高省煤器排煙溫度，可以解決目前鍋爐低負荷SCR脫硝投運率過低的問題，但是采用何種方式需根據(jù)鍋爐及現(xiàn)場空間等實際情況綜合考慮。同時，期待新型低溫催化劑的研究能取得更大的進展，實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化運用。廣西金桂項目省煤器分級改造技術在低負荷SCR脫硝中的實踐證明：采用省煤器分級改造來提升脫硝系統(tǒng)入口煙溫，實現(xiàn)鍋爐低負荷時SCR脫硝裝置的投運，技術切實可行，后續(xù)運行穩(wěn)定，維護量較少，基本不影響鍋爐性能，反饋較好。龍凈環(huán)保作為國內(nèi)首批將該技術運用到低負荷脫硝工程實踐，且運行情況較好，為國內(nèi)同類機組實現(xiàn)低負荷脫硝運行提供參考。

[1]火電廠大氣污染物排放標準GB13223-2003.

[2]火電廠大氣污染物排放標準GB13223-2011.

[3]發(fā)改能源[2014]2093號文煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）.

[4]中國電力企業(yè)聯(lián)合會.中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告2013[M].北京:中國市場出版社,2013．

[5]蔣妮娜,吳其榮,趙偉俊,等.火電廠低負荷脫硝研究.能源與環(huán)境.2014．NO.4.

[6]徐昶,徐良,胡杰,等.國內(nèi)首臺火電機組省煤器分級改造提高SCR入口煙溫實踐.鍋爐制造.2014,NO.6.