靖长财 董 琨 张俊杰

（神华国华 （北京）电力研究院有限公司，北京市朝阳区，100025）

针对燃煤发电机组大气污染物排放严重的问题，日本20世纪研制了SCR 脱硝技术。欧美发达国家在20世纪80、90年代，也将此技术投入了工业应用，脱硝效率达到了85%以上。随着中国对大气环境标准要求的提高，燃煤发电厂在采用炉内低氮燃烧技术基础上，在锅炉尾部省煤器与空预器之间安装SCR 脱硝装置，来进一步降低氮氧化物排放。但我国电网峰谷差较大，多数燃煤发电机组参与电网深度调峰，尤其是在低负荷阶段，SCR入口烟气温度低，对脱硝效率产生不利影响。为此，从燃煤发电机组热力特性入手，对国内外采用的提高SCR 入口烟气温度的五种方法进行了技术分析，提出了不同参数机组推荐的差异性改造方案，供有关制造、设计、运行单位参考，在机组技术改造中应用。

1 影响SCR 热力特性的温度区间和裕度

影响脱硝效率的因素有烟气温度、氧气浓度、喷氨量、氨逃逸量。其中烟气温度是影响NOx脱除效率的重要因素之一。一方面，当烟气温度过低时，不仅会因催化剂的活性降低而降低NOx的脱除效率，而且喷入的NH3还会与烟气中的SOx反应生成 （NH3）2S04附着在催化剂的表面，根据氨逃逸率及硫酸氢氨生成浓度的不同，一般在150℃～230℃及以下温度就可能在空预器相应低温区域发生结露，其腐蚀性极强，且温度越低时结露趋势越严重。另一方面，当烟气温度过高时，NH3会与O2发生反应，导致烟气中的NOx增加。因此，在锅炉技术改造时，选择和控制好烟气温度尤为重要。

图1 锅炉SCR 入口烟气温度和催化剂温度示意图

锅炉脱硝SCR 催化剂设计正常工作温度范围以及催化剂允许使用的上下限温度范围，即下限温度t3为320℃，上限温度t4为420℃，温度在320℃～420℃之间，温度差为100℃，需要发电公司与制造厂技术协议确定。SCR 使用正常温度范围机组负荷为50%～100%，机组深度调峰，机组负荷为40%～100%额定负荷时，设计SCR 入口烟气温度上下限范围，即t1为下限温度，t2为上限温度，t1设计40%额定负荷为基础，实际温度对应负荷试验来校核，t2设计为100%额定负荷基础，实际对应负荷试验来校核，来确定SCR 入口烟气温度范围，且留有裕量，一般情况下，t4与t2温 差 为5℃～10℃，t1与t3温 差 为5℃～10℃，锅炉SCR 入口烟气温度和催化剂温度示意图如图1所示。

技术改造后保证夏季机组大负荷下SCR 入口烟气温度不超过催化剂的最高使用温度420℃，冬季机组低负荷下SCR 入口烟气温度不低于催化剂的最低使用温度320℃。

2 改善SCR 入口烟气温度的方法研究

目前改善烟气温度的主要技术措施为设置省煤器旁路烟道、省煤器分段设置、热水再循环、提高机组低负荷给水温度、省煤器流量置换等。

2.1 省煤器分段设置

将锅炉的省煤器改造成两部分，左侧为常规布置，右侧为改造后布置，常规省煤器和分级省煤器布置如图2 所示，其低温部分置于SCR 出口侧，将SCR 布置于烟气温度较高的区域，从而解决机组低负荷烟气温度过低无法运行的问题。

图2 常规省煤器和分级省煤器布置图

该方法特点是技术改造较复杂，要考虑空间位置和载荷，需要准确计算防止SCR 入口烟气温度超过催化剂上、下限温度，这种方法烟气温度调节幅度为20℃～40℃，对机组经济性无影响，项目投资较大，运行维护简单方便，是技术改造首选方法，适用于各类型机组。

2.2 省煤器设置旁路烟道

加装锅炉省煤器旁路烟道。在省煤器前直接引一部分烟气至SCR 装置，提高机组低负荷下的SCR 入口烟气温度，以维持其运行。

这种方法的代价是投入使用时，影响锅炉效率，烟气温度调节幅度为20℃～40℃，且对烟气挡板可靠性要求很高，挡板易卡涩，项目投资较小。

2.3 热水再循环系统

热水再循环系统取自下降管，经过再循环泵到省煤器入口，热水再循环系统示意图如图3所示，以提高机组低负荷工况下安装在省煤器后的SCR装置的入口烟气温度，使SCR 在机组低负荷工况下仍处于正常运行的温度区间，提高低负荷SCR投入率。

图3 热水再循环系统示意图

这种方法特点是再循环系统中需要加一台炉水再循环泵，另外还需要加若干阀门，能提供较大的烟气温度调节范围，在机组低负荷工况下能改变烟气温度16℃～40℃，一般不用于机组高负荷，对锅炉效率影响较小，在机组低负荷工况下比较容易控制SCR 入口烟气温度。可用于亚临界锅炉，效果明显，初投资费用较高，所有负荷工况下省煤器的出口给水温度必须低于饱和温度，且对锅炉水动力安全性的影响需要分析计算。

2.4 省煤器流量置换

省煤器流量置换系统是增加省煤器给水旁路和省煤器热水再循环系统，省煤器流量置换示意图如图4所示，以进一步减少省煤器的吸热量，从而提高SCR 入口烟气温度。当机组负荷较高时，可先利用给水旁路系统进行烟气温度调节，当机组负荷进一步下降，给水旁路无法满足要求的情况下，开启省煤器热水再循环系统，进一步提高省煤器出口烟气温度，调节范围较大。

图4 省煤器流量置换示意图

这种方法烟气温度调节幅度为20℃～50℃，需要通过热力计算确定不同负荷下的流量置换旁路水量，且对阀门和再循环泵可靠性要求高，投资较大，投入使用时对锅炉效率有影响。

2.5 提高机组低负荷给水温度

选择一个汽轮机合适的抽汽点，并相应增加一个抽汽可调式的高加或进入最末级高加，机组回热抽汽补充加热给水示意图如图5所示。在机组负荷降低时，通过调节门可控制相应高加的入口压力，从而提升机组低负荷给水温度。这种方法仅适合上海西门子机型汽轮机，汽轮机补汽阀至第五级后返抽汽，作为新增设高加或进入最末级高加汽源。这种方法能够提高烟气温度20℃～30℃，且提高机组热循环效率。

图5 机组回热抽汽补充加热给水示意图

2.5.1 高压蒸汽引入最末级高加

随着机组负荷下降，通过补气阀将最末级高加引入高压缸五级后高压汽源，回热抽汽补充加热锅炉给水 （增加一个高加）示意图如图6所示，自动控制高加内压力的方法，来保持给水温度稳定，但是对于引入蒸汽阀门严密性和切换可靠性要求很高，投资较小。

图6 回热抽汽补充加热锅炉给水（增加一个高加）示意图

2.5.2 增设一级高加的方法

机组在末级高加后增设一级高加，加热蒸汽采用高压缸五级抽汽后的返抽汽，回热抽汽补充加热锅炉给水 （引入最末级高加）示意图如图7所示。在机组低负荷时投入，利用五级后抽汽加热新增设高加或最末级高加，提高给水温度达到280℃～290℃。这种方法，投资较大，系统复杂。

图7 回热抽汽补充加热锅炉给水 （引入最末级高加）示意图

3 结论

研究结果表明，根据设备特性、投资、经济性和安全性分析，综合技术因素，总体设计，推荐了在役机组宽负荷脱硝技术方案，同时要求无论采用哪种方案都要进行技术分析和安全性核算，这些在役机组技术改造对解决机组深度调峰具有现实意义。

［1］ 赵晓军，孙记.锦州热电SCR 脱销效率影响因素的试验研究 ［J］.华北电力技术，2011 （12）

［2］ 雷达，金保升.喷氨格栅处烟气速度场对高效SCR均流与还原剂混合性能的影响 ［J］ .热能动力工程，2009 （1）