低负荷SCR脱硝温度适应性及影响因素

低负荷 SCR脱硝温度适应性及影响因素

李卫红

中石化催化剂（北京）有限公司， 102400，北京市。

摘要：结合硫酸氢铵产生的机理，深入分析影响SCR脱硝装置低负荷连续运行的关键因素，说明了最低连续喷氨温度（MOT）的确定方法，参考目前国内广泛应用的几种适应性改造手段，并从运行方面提出了各种在线调整的手段，为实现SCR脱硝装置低负荷或全负荷连续运行提供了思路。

关键词：脱硝；催化剂；毛细微孔；MOT；烟气温度；低负荷

1 现状分析

某电厂每台锅炉配有日本BABCOCK–HITACHI(BHK)公司制造的SCR脱硝装置，触媒主要成分为V2O5和TiO2，属高温型催化剂，适用工作温度为280℃~420℃。当脱硝装置触媒运行温度低于工作温度时，将在低温区产生硫酸氢铵积盐，造成脱硝装置触媒物理失活，同时会造成脱硝装置或下游空预器堵塞进而积灰。考虑到机组脱硝装置入口至出口烟气温降，目前电厂确定的各机组最低连续喷氨温度（MOT）为304℃，SCR入口烟温为290℃～304℃，属低温运行区域，入口烟温低于290℃时退出喷氨，SCR连续或累积低温运行时长原则上不大于72h［1］。

除此之外，每日早班或中班安排SCR低温运行的触媒活性恢复工作，恢复SCR触媒性能，避免低温运行时间无限累积，其中：（1）触媒恢复温度要求SCR入口烟温大于329℃；（2）触媒恢复时间按照0.4倍SCR低温运行时长执行；（3）如负荷紧张，SCR入口烟气温度无法达到329℃，可以适当提高SCR入口烟温控制设定值，配合SCR触媒活性恢复。触媒活性恢复后，再将SCR入口烟温控制值设定至正常规定值。

2 脱硝入口温度提升手段

2.1 运行调整

在日常运行中，运行人员可以通过以下手段对脱硝入口温度进行有限调整：（1）在低负荷脱硝入口温度不足时，减少吹灰频率，降低受热面吸热量，从而提高烟温。但该运行方式仅能在特定情况下短时间提高有限的温度，锅炉受热面不应长时间不进行吹灰；（2）低负荷时尽量使用上层磨煤机，或调整上下层磨煤机出力，使火焰中心提高，以提高烟气脱硝装置入口温度；（3）适当降低磨煤机出口温度，使燃烧延后，以提高烟气脱硝SCR系统入口烟温；（4）调整一次风母管压力，可改变火焰中心高度；低负荷时可适当降低一次风母管压力，以提高SCR脱硝装置入口烟温；（5）在低负荷运行时提高送风温度，或投入暖风器，可相应提高SCR脱硝装置入口烟温；（6）调整氧量设定值，或修正提高送风量，使锅炉排烟温度上升；（7）开大风箱挡板开度，增加二次风量，会提高烟气脱硝装置入口烟温；（8）关小燃尽风挡板，会抬高火焰中心高度，此时燃

烧不完全并使燃烧滞后，以达到烟温升高的效果；（9）机组低负荷运行时间较长时，由主值申请提高机组负荷，使机组脱离低温区负荷运行，从而减少累计时间，或在负荷允许时升高至触媒活性恢复负荷段。以上方法结合一种或多种可以短时间、小幅度地提高SCR脱硝入口烟温，但由于锅炉工况的变化，会引起各受热面吸热分配变化，导致水冷壁吸热不足或过热器、再热器超温。

2.2 适应性改造

要大幅度提高低负荷下SCR脱硝入口烟温，可以通过简单水旁路改造、省煤器流量置换、省煤器分级、烟气旁路、省煤器集箱改造、提高给水温度等方法来达到目标。其中，简单水旁路、烟气旁路的改造成本相对较低，可以提高烟气温度10℃左右。但因使省煤器吸热量减少，导致低负荷区间排烟温度升高，锅炉效率降低，从而影响发电煤耗；省煤器流量置换改造方案是在简单水旁路的基础上增加一个再循环泵，通过控制旁路流量和泵的流量来提高省煤器出口烟温，负荷越低，改造前后相比排烟温度升高幅度越大，并有可能实现全负荷脱硝效果，但同时发电煤耗升高幅度越大；省煤器分级和省煤器集箱改造方案成本较高、设计及施工难度较大，因此经济性较低。目前，提高给水温度的方法较多讨论的还是增加#0高压加热器加热给水方案，该方案在机组的热经济性及环保电价的取得上虽然有一定的效益，但随着负荷越低，所能提升烟温的幅度越小，且回收期较长，因此，该方案对百万以上机组有一定的经济效益，而对于600MW及以下机组低负荷连续喷氨的意义较小。随着火电机组的改造手段日趋减少，近年来新能源的加入开始受到重视，太阳能与火电厂一体化发电系统是将太阳能引入常规燃煤发电机组组成的发电系统，最简单的应用方式为光场与机组回热系统并联,将太阳能热应用到了吸热过程的给水预热段，用以提高给水温度，减少回热系统抽汽，从而达到降低煤耗的目的，可以应用于已建成的火电机组改造。

3 其他方案

3.1 碱基喷射脱除SO3

近年新兴碱基喷射脱除SO₃方案，即通过在SCR脱硝装置入口和出口分别设置碱基喷射装置，在FGD之前提前将烟气中的SO₃进行部分脱除，通过降低烟气中H₂SO₄的体积百分比来降低SCR脱硝装置的最低连续喷氨温度限制。碱基喷射分为碱基粉喷射及碱基溶液喷射两种方

式，目前，用于脱除烟气中SO₃的碱基干粉主要有钠基干粉、钙基干粉和镁基干粉等。根据其化学反应的强弱程度及反应产物的稳定性，钠基干粉对SO3的脱除能力最强，镁基干粉最弱。碱基溶液喷射脱除SO₃的过程主要分为蒸发结晶段和气固反应段，碱基溶液经过双流体喷射器雾化后混入高温烟气，碱基溶液在很短的时间内（＜0.1s）蒸发结晶，形成碱基颗粒，并与气态SO₃发生反应。碱基溶液喷射形成的蒸发结晶颗粒粒径细小，且在烟气内扩散的程度较碱基干粉喷射更加均匀，因此，在相同的碱硫比下，碱基溶液喷射脱除SO₃的效果要优于碱基干粉喷射方式。

3.2 燃用低硫煤

燃用低硫煤对减少硫酸氢铵生成，降低机组最低连续喷氨温度有决定性意义，且对于降低脱硫海水泵耗电及降低海水排放PH值同样有利。

4 未来展望

目前，低温催化剂或宽温催化剂尚处于研究阶段，待未来成果转化时，SCR脱硝入口温度将不再成为制约连续喷氨的因素。另外，随着核电、及新能源电厂的建设，火电机组调峰作用越来越强，全负荷脱硝连续运行、机组高效宽负荷运行等概念被越来越多地提出。因此，需要与外部单位进行更广泛的交流，以获得更多的资讯与技术支持，为未来可能遇到的问题做好充足准备。

5 结束语

影响SCR脱硝装置投入的重要因素为最低连续喷氨温度，在当前既有触媒的情况下，可以通过改造提高脱硝装置入口烟气温度，也可以通过降低烟气中H₂SO₄气体的体积百分比来降低机组最低连续喷氨温度。为提高脱硝入口烟气温度，会丧失一部分的经济效益，在目前环保及节能双重压力下，还需兼顾安全及成本因素。因此，无论是通过运行调整，还是通过设备改造进行提温，均应慎重评估，权衡利弊，选择最为稳妥的方式进行。

参考文献：

[1] 姚宣.SCR脱硝装置最低连续喷氨温度的研究[J].中国电力,2016,49(1):146-150.

[2] 李英俊.600MW超临界机组全负荷脱硝探讨[J].节能减排,2019(9):66-68.

[3] 徐宁.邹县电厂1000MW机组低负荷段脱硝入口烟温控制与调整[J].山东工业技术,2015(19):201-121.

[4] 宋玉宝.SCR催化剂低负荷运行硫酸氢铵失活研究[J].中国电力,2019,52(1):144-150.