摘要：文章通過對(duì)國內(nèi)的幾種低負(fù)荷、全工況下選擇性催化還原脫硝在1000MW機(jī)組上的應(yīng)用進(jìn)行比較分析，提出了一種全工況高效脫硝的選擇性催化還原脫硝系統(tǒng)方案，該脫硝系統(tǒng)能夠?qū)崿F(xiàn)從鍋爐點(diǎn)火初期到機(jī)組并網(wǎng)及并網(wǎng)后低負(fù)荷的全工況高效脫硝，為進(jìn)行全工況脫硝技術(shù)研究人員提供借鑒。

關(guān)鍵詞：選擇性催化還原脫硝；低負(fù)荷；全工況脫硝；催化劑；旁路 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

中圖分類號(hào)：X701 文章編號(hào)：1009-2374（2016）36-0102-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.36.051

為控制氮氧化物排放，國家氮氧化物排放政策標(biāo)準(zhǔn)日趨嚴(yán)格，能夠?qū)崿F(xiàn)全工況下的脫硝來降低NOX的排放成為了各火力發(fā)電企業(yè)追求的目標(biāo)。因此加快研究從鍋爐點(diǎn)火初期到機(jī)組并網(wǎng)以及在低負(fù)荷的情況下的全工況運(yùn)行，進(jìn)一步減少氮氧化物的排放，成為了從事脫硝技術(shù)人員研究的方向。

目前，國內(nèi)火力發(fā)電廠廣泛采用SCR（選擇性催化還原法）控制NOX的排放。選擇性催化還原法（SCR法）工藝，是一種干法脫硝工藝，反應(yīng)器采用高飛灰布置方式，位于省煤器與空預(yù)器之間。用液態(tài)純氨作還原劑，與煙氣中的NOX在催化劑的作用下進(jìn)行反應(yīng)生成氮?dú)夂退?，以此來降低煙氣中的NOX排放。

其主要反應(yīng)方程式為：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

6NO2+8NH3→7N2+12H2O

NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O或者2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O

附加反應(yīng)方程式為：

SO2+1/2O2=SO3

2NH3+SO3+H2O=（NH4）2SO4

NH3+SO3+H2O=NH4HSO4

現(xiàn)以某電廠1000MW機(jī)組鍋爐為對(duì)沖燃燒、π型布置鍋爐，額定蒸發(fā)量為2880t/h，其不同負(fù)荷下設(shè)計(jì)的煙溫參數(shù)如下：

由設(shè)計(jì)的煙氣溫度可知，該電廠在40%THA工況下，SCR入口溫度為334℃，該電廠采用了O號(hào)高加技術(shù)，脫硝系統(tǒng)退出的最低負(fù)荷大約為30%THA。在點(diǎn)火開始到30%THA工況之間，脫硝系統(tǒng)無法投入運(yùn)行，不能滿足從鍋爐點(diǎn)火初期到機(jī)組并網(wǎng)NOX達(dá)標(biāo)排放的要求。

該機(jī)組SCR反應(yīng)器布置在省煤器與空預(yù)器之間的高含塵區(qū)域，SCR反應(yīng)器位于鍋爐下游的煙道上，氨噴射格柵位于反應(yīng)器上游的煙道上，因此在反應(yīng)器入口處，通過導(dǎo)流板能使氨氣/空氣混合氣體在煙氣中均勻分布。在反應(yīng)器中，氨與煙氣中的NOX發(fā)生反應(yīng)，生成氮?dú)夂退缓鬅煔膺M(jìn)入空預(yù)器進(jìn)行熱交換后進(jìn)入除

塵器。

一臺(tái)爐鍋配有兩個(gè)反應(yīng)器。每個(gè)反應(yīng)器中催化劑為1+2（備用）布置，初始催化劑體積為933m3/反應(yīng)器。催化劑類型為蜂窩式。催化劑由1mm厚、間距7.6mm的催化劑元件組成。催化劑元件包含支撐板，在其上涂有表面有活性催化劑成分的二氧化鈦載體。在每層催化劑上方裝有催化劑測試片及其支架，可定期取出催化劑測試片進(jìn)行試驗(yàn)測試，用來判斷催化劑的運(yùn)行情況。

為了防止煙氣的飛灰在催化劑上沉積，堵塞催化劑孔道，每臺(tái)爐設(shè)一套吹灰系統(tǒng)。在每層催化劑上安裝了吹灰器，采用聲波吹灰器。吹灰器的數(shù)量和布置能將催化劑中的積灰盡可能多地吹掃干凈，盡可能避免因死角而造成催化劑失效導(dǎo)致脫硝效率的下降。

氨儲(chǔ)存和蒸發(fā)系統(tǒng)為脫硝系統(tǒng)提供氨氣，氨耗量隨進(jìn)口NOX值由氨流量控制閥來控制。氨氣進(jìn)入混合器后與稀釋空氣混合，比例為19∶1，避免混合氣體發(fā)生

爆炸。

氨氣在混合器和管道中與空氣混合后，進(jìn)入氨分配總管。氨/空氣噴射系統(tǒng)包括供應(yīng)支管，噴嘴格柵和噴嘴。每個(gè)供應(yīng)管道上都裝有手動(dòng)節(jié)流閥和流量孔板，通過調(diào)節(jié)可獲得氨氣在煙氣中更均勻的分布。根據(jù)煙道中煙氣取樣分析得出NH3和NOX的分布值，以此來調(diào)節(jié)節(jié)流閥。氨噴射格柵安裝在反應(yīng)器前的豎直煙道中。氨噴射格柵包括格柵管和噴嘴。根據(jù)NOX濃度分布調(diào)節(jié)各個(gè)噴嘴的氨氣/空氣混合氣體流量。

由于催化劑的溫度條件限制，SCR系統(tǒng)廣泛采用高溫催化劑，反應(yīng)溫度區(qū)間為320℃～420℃，而且脫硝裝置的進(jìn)口煙氣溫度隨鍋爐負(fù)荷變化而變化。當(dāng)反應(yīng)器入口溫度低于320℃，必須退出SCR脫硝系統(tǒng)，因此現(xiàn)階段的SCR脫硝系統(tǒng)的設(shè)計(jì)無法滿足火電廠在任何工況時(shí)，都必須達(dá)標(biāo)排放的要求。必須對(duì)現(xiàn)有SCR脫硝裝置的設(shè)計(jì)進(jìn)行改進(jìn)，使其能夠在全負(fù)荷區(qū)間達(dá)到脫硝投入的各項(xiàng)要求，在任何工況內(nèi)實(shí)現(xiàn)氮氧化物的達(dá)標(biāo)排放。

現(xiàn)階段脫硝裝置是否可以投入，主要取決于SCR入口的煙氣溫度，采用選擇性催化還原法控制NOX的排放，SCR系統(tǒng)廣泛采用高溫催化劑，反應(yīng)溫度區(qū)間為320℃～420℃，所以需要實(shí)現(xiàn)點(diǎn)火開始的全負(fù)荷脫硝，必須保證在點(diǎn)火開始，SCR入口煙氣溫度始終在320℃～420℃。

如何保證點(diǎn)火開始到30%THA工況之間SCR入口煙氣溫度達(dá)到320℃是能否實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝的關(guān)鍵。目前各電廠均有不同的改造方案，通過了解各電廠的實(shí)際運(yùn)行情況，分析是否能夠滿足全負(fù)荷脫硝，因此目前具備可行性的技術(shù)如下，即設(shè)置旁路煙道、設(shè)置省煤器旁路、省煤器分級(jí)改造、回?zé)岢槠a(bǔ)充給水加熱改造，燃?xì)庋a(bǔ)燃方案。

第一，設(shè)置旁路煙道。在省煤器進(jìn)口位置的煙道上開孔，抽一部分煙氣至SCR接口處（為提高混合效果，也可以在尾部后煙道低溫過熱器管屏中、下層之間抽高溫?zé)煔猓?，設(shè)置煙氣擋板，增加部分鋼結(jié)構(gòu)和支吊架。在低負(fù)荷時(shí)，通過抽取較高溫?zé)煔馀c省煤器出口過來的煙氣混合，使低負(fù)荷時(shí)SCR入口處煙氣溫度達(dá)到320℃以上。旁路煙道上需要加裝膨脹節(jié)、電動(dòng)關(guān)斷擋板、調(diào)節(jié)擋板進(jìn)行調(diào)節(jié)煙氣流量及溫度。通過調(diào)節(jié)擋板調(diào)節(jié)煙氣流量可使較低負(fù)荷下催化劑工作于最佳反應(yīng)溫度范圍。

第二，設(shè)置省煤器旁路。在省煤器進(jìn)口集箱以前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水短路，直接引至下降管，減少給水在省煤器中的吸熱量，以達(dá)到提高省煤器出口煙溫的目的。此方案在機(jī)組50%負(fù)荷左右基本可行，省煤器后煙氣溫度可達(dá)到320℃，但在更低負(fù)荷的時(shí)候，需要旁路的給水量太大，在省煤器中介質(zhì)可能會(huì)產(chǎn)生超溫現(xiàn)象，威脅到機(jī)組的安全性。旁路量不太大時(shí)也有可能發(fā)生汽水兩相混合不均情況。此外，也會(huì)導(dǎo)致排煙溫度升高10℃～30℃，影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性（熱效率可能降低0.5%～1.5%）。

第三，省煤器分級(jí)設(shè)置。將原有省煤器靠煙氣下游部分拆除，在SCR反應(yīng)器后增設(shè)一定量的省煤器熱面。給水直接引至位于SCR反應(yīng)器后面的省煤器，然后通過連接管道引至位于SCR反應(yīng)器前面的省煤器中。通過減少SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，達(dá)到提高SCR反應(yīng)器入口溫度在320℃以上的目的。煙氣通過SCR反應(yīng)器脫氮之后，進(jìn)一步通過SCR反應(yīng)器后的省煤器來吸收煙氣中的熱量，以保證空氣預(yù)熱器進(jìn)、出口煙溫基本不變，即在保證SCR最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上所有負(fù)荷正常投運(yùn)的同時(shí)，保證鍋爐的熱效率等性能指標(biāo)不受影響。

第四，回?zé)岢槠a(bǔ)充給水加熱。回?zé)岢槠a(bǔ)充給水加熱技術(shù)是指從汽輪機(jī)高壓缸上選擇一個(gè)合適的抽汽點(diǎn)，將該抽汽引入一高加，在機(jī)組低負(fù)荷時(shí)投運(yùn)該路抽汽，來提高給水溫度，以提高省煤器出口排煙溫度，進(jìn)而保證低負(fù)荷時(shí)SCR催化劑能夠安全穩(wěn)定連續(xù)運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝的功能。

第五，燃?xì)庋a(bǔ)燃方案。在尾部煙道，采用燃?xì)馍a(chǎn)高溫?zé)煔?，保證點(diǎn)火到SCR投入負(fù)荷過程中的煙氣溫度，從而實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷的脫硝。燃?xì)饣鹧嫘谐潭?，可拔高SCR反應(yīng)器入口脫硝煙道，在脫硝煙道中增設(shè)補(bǔ)燃煙道。采用燃?xì)獾姆绞疆a(chǎn)生高溫?zé)煔?，由于點(diǎn)火啟動(dòng)階段過量空氣系數(shù)很高，使得點(diǎn)火初期產(chǎn)生的煙氣中氧氣濃度有16%左右，根據(jù)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)推算，需要加熱的煙氣中氧濃度足夠燃料氣的燃燒，所以補(bǔ)燃裝置的氣槍采用布置在煙道內(nèi)部。增加補(bǔ)燃裝置需要將煙道增高6m，此段增補(bǔ)煙道需要布置內(nèi)襯，防止高溫?zé)煔鈱煹罒龘p。

根據(jù)熱量平衡的原理，計(jì)算天然氣燃燒將煙氣溫度提高到320℃，結(jié)果得出總耗氣量為7200Nm3/h，初步設(shè)計(jì)在兩個(gè)煙道上一共布置8只氣槍，單只氣槍出力900Nm3/h，燃料氣的補(bǔ)燃裝置為每一個(gè)煙道增加一段有內(nèi)襯的點(diǎn)火風(fēng)道，通過點(diǎn)火風(fēng)道內(nèi)部布置小孔氣槍（氣槍兩側(cè)布置有高能點(diǎn)火器以及火檢），高能點(diǎn)火器布置有套筒，在點(diǎn)火補(bǔ)充空氣以及煙氣中氧氣減少的過程中也可以作為補(bǔ)燃用。增加補(bǔ)燃裝置需要將煙道增高6m，增加段為有內(nèi)襯的補(bǔ)燃煙道，使得燃?xì)馊紵a(chǎn)生的高溫?zé)煔饣旌暇鶆?，混合后約為320℃左右，這個(gè)溫度為SCR脫硝的最佳溫度。

以上前四種方案均可以提升鍋爐煙氣溫度，降低脫硝最低負(fù)荷，但是無一例外都需要鍋爐本身熱量來提升煙溫，在鍋爐啟動(dòng)初期熱量輸入不足的情況下，煙溫?zé)o法達(dá)到脫硝要求，都無法實(shí)現(xiàn)從鍋爐點(diǎn)火到機(jī)組并網(wǎng)及并網(wǎng)后的全工況脫硝。

第五種尾部煙道補(bǔ)燃方案雖然具有可行性，通過估算，采用天然氣補(bǔ)燃單次點(diǎn)火最大需要消耗的天然氣量為53800Nm3，則天然氣的質(zhì)量為（53800*0.71）/1000=38.20噸，一般電廠所在區(qū)域都比較偏遠(yuǎn)，市區(qū)天然氣管道距離電廠較遠(yuǎn)，個(gè)別的電廠山地較多，天然氣管道敷設(shè)成本較高，且長距離管路存在一定的安全風(fēng)險(xiǎn)，所以采用管道天然氣的投資太高；采用液化天然氣的話，需要建立83m3以上的高壓儲(chǔ)氣罐且存在重大危險(xiǎn)源，因此該方案具有條件限制，不適合所有電廠進(jìn)行應(yīng)用。

通過比較分析，以上的全工況脫硝方案均無法滿足任何電廠實(shí)現(xiàn)從鍋爐點(diǎn)火初期到機(jī)組并網(wǎng)NOX降低排放的要求，因此必須尋找其他的可行性方案，通過市場調(diào)研，目前市場已經(jīng)具有的催化劑有四種：高溫催化劑（420℃～650℃）、中溫催化劑（310℃～450℃）、寬溫催化劑（250℃～450℃）、低溫催化劑（140℃～280℃或140℃～350℃），根據(jù)催化劑溫度范圍的不同，可采用主路反應(yīng)器（寬溫催化劑）加旁路反應(yīng)器（低溫催化劑）的工藝實(shí)現(xiàn)全工況脫硝。

具體全工況脫硝工藝流程如圖1所示：

鍋爐啟動(dòng)前上水時(shí)，使用輔助蒸汽（或啟動(dòng)爐蒸汽）加熱除氧器或高加中的給水，將上水溫度提高至140℃以上，逐漸使省煤器、水冷壁受熱面升溫，最終使上述受熱面壁溫升至140℃以上。在鍋爐點(diǎn)火前吹掃階段，通過暖風(fēng)器加熱送風(fēng)機(jī)出口二次風(fēng)至140℃以上，暖風(fēng)器的熱源為輔助蒸汽或啟動(dòng)爐蒸汽。加熱后的熱二次風(fēng)使空預(yù)器換熱元件、爐膛內(nèi)空氣溫度、水冷壁之后其他鍋爐受熱面金屬溫度、尾部煙道內(nèi)溫度逐漸升至140℃。

通過提高鍋爐給水、鍋爐送風(fēng)溫度，使點(diǎn)火前的鍋爐整體處于溫度較高狀態(tài)。在此狀態(tài)下使用燃油點(diǎn)火，由于鍋爐最低給水溫度、送風(fēng)溫度、各受熱面壁溫均高于140℃，加之點(diǎn)火后燃油燃燒輸入熱量，可以使鍋爐省煤器出口煙氣溫度達(dá)到140℃以上，當(dāng)煙氣溫度達(dá)到140℃以上時(shí)，鍋爐點(diǎn)火，關(guān)閉脫硝主路反應(yīng)器主路電動(dòng)門，啟動(dòng)投入旁路脫硝反應(yīng)器運(yùn)行，旁路反應(yīng)器內(nèi)裝設(shè)低溫催化劑，適用溫度在140℃～350℃之間。當(dāng)煙溫達(dá)到250℃以上時(shí)，關(guān)閉脫硝反應(yīng)器旁路電動(dòng)門，開啟脫硝主路電動(dòng)門，通過煙氣擋板將旁路反應(yīng)器切換至主路反應(yīng)器運(yùn)行，以實(shí)現(xiàn)從鍋爐點(diǎn)火到機(jī)組并網(wǎng)及并網(wǎng)后的全工況脫硝，同時(shí)由于脫硝旁路反應(yīng)器的存在，當(dāng)負(fù)荷很低時(shí)，脫硝主路的煙氣溫度不能滿足低負(fù)荷工況下脫硝時(shí)，可切換至脫硝旁路反應(yīng)器運(yùn)行。這樣可滿足機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)低負(fù)荷情況下脫硝正常運(yùn)行，大大提高了脫硝系統(tǒng)的投運(yùn)率。

該全工況脫硝方案的主要特點(diǎn)在于脫硝旁路反應(yīng)器采用低溫催化劑（140℃～280℃或140℃～350℃），脫硝主路反應(yīng)器采用寬溫催化劑（250℃～450℃）。依據(jù)省煤器出口煙溫的高低選擇投入主路反應(yīng)器或旁路反應(yīng)器運(yùn)行，來實(shí)現(xiàn)從鍋爐點(diǎn)火到機(jī)組并網(wǎng)后全工況脫硝。在低負(fù)荷情況下，通過投入旁路反應(yīng)器來保障低負(fù)荷情況下脫硝系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。脫硝旁路反應(yīng)器低溫催化劑（140℃～280℃或140℃～350℃）的增加，不但實(shí)現(xiàn)了從鍋爐點(diǎn)火到機(jī)組并網(wǎng)期間煙氣溫度低情況下的脫硝系統(tǒng)運(yùn)行，也為低負(fù)荷情況下脫硝系統(tǒng)的運(yùn)行提供了安全保障，從而實(shí)現(xiàn)了全工況下脫硝系統(tǒng)的投入運(yùn)行。但同時(shí)該脫硝方案也面臨著前期投資成本大，運(yùn)行維護(hù)成本高的問題，因此本方案的提出只為進(jìn)行全工況脫硝的技術(shù)人員提供借鑒，對(duì)該方案的實(shí)際應(yīng)用還需進(jìn)一步優(yōu)化和深入研究，以便早日實(shí)現(xiàn)鍋爐點(diǎn)火初期到機(jī)組并網(wǎng)NOX達(dá)標(biāo)排放。

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作者簡介：唐東（1985-），男，神華（福州）羅源灣港電公司工程師，研究方向：火力發(fā)電廠600MW以上機(jī)組灰硫硝化專業(yè)設(shè)備檢修管理。

（責(zé)任編輯：王 波）