摘要：為了解決寬負荷脫硝技術(shù)升溫幅度有限、改造成本高的問題，對當(dāng)前的寬負荷脫硝技術(shù)進行研究，提出了一種全負荷脫硝技術(shù)方案，并將該技術(shù)應(yīng)用于300MW機組和600MW機組。結(jié)果表明，該技術(shù)可有效提高SCR入口煙氣溫度，改造費用較低；系統(tǒng)投運后，可提高SCR入口煙氣溫度至310℃以上，實現(xiàn)SCR脫硝系統(tǒng)的全負荷工況運行。

關(guān)鍵詞：寬負荷脫硝；改造成本；SCR入口煙溫

按照GB13223—2011火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)的要求，“十二五”期間，國內(nèi)所有大中型火電廠都將完成脫硝改造。截至2018年，國內(nèi)絕大部分大中型火電機組已經(jīng)完成脫硝超低排放改造。近年來，隨著風(fēng)電、太陽能等清潔能源的陸續(xù)推廣以及國內(nèi)大型水電站的投運，根據(jù)國家政策及行業(yè)要求，火力發(fā)電行業(yè)須配合各類清潔能源發(fā)電系統(tǒng)運行，在必要時段參與調(diào)峰運行，國家及地方政策給予一定的調(diào)峰補貼費用。但機組運行參數(shù)偏低對機組，尤其是脫硝系統(tǒng)的運行產(chǎn)生了重要影響。

目前，國內(nèi)大部分火電廠選擇采用選擇性催化還原脫硝技術(shù)（SCR），但由于SCR催化劑自身的微孔結(jié)構(gòu)，當(dāng)?shù)陀谠O(shè)計運行溫度值時，煙氣中的NH4HSO4由氣態(tài)凝結(jié)為液態(tài)，易發(fā)生催化劑的NH4HSO4中毒問題。由于機組長時間參與調(diào)峰運行，SCR入口的煙氣溫度偏低，導(dǎo)致出現(xiàn)催化劑NH4HSO4中毒，催化劑活性降低，SCR脫硝效率降低，脫硝系統(tǒng)用氨量增加、氨逃逸率上升的問題。同時，在火電廠運行時，要求脫硝系統(tǒng)在并網(wǎng)時即投入運行，這無疑對煙氣溫度提出了更高的要求。

對此，國內(nèi)外的專家學(xué)者提出了多種寬負荷脫硝技術(shù)，但都有利弊，也無法有效滿足全負荷范圍內(nèi)脫硝系統(tǒng)的運行要求。鑒于此，筆者針對當(dāng)前的寬負荷脫硝技術(shù)展開研究，提出了一種全負荷脫硝技術(shù)，并對該技術(shù)在300MW機組和600MW機組的應(yīng)用效果進行了分析。

1技術(shù)現(xiàn)狀

1.1省煤器煙氣旁路

在尾部煙道處新增一路煙道旁路，煙道旁路入口接在省煤器入口，出口接在SCR的煙道入口。煙道旁路上設(shè)置有擋板門，負荷較高時，擋板門關(guān)閉；負荷較低時，擋板門開啟，省煤器入口的高溫?zé)煔馀cSCR煙道入口的低溫?zé)煔饣旌?，從而提高SCR入口的煙氣溫度，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。但受省煤器進口煙氣溫度的限制，該技術(shù)僅能提高SCR入口煙氣溫度0～20℃，溫度提升幅度有限。

1.2省煤器給水旁路

在省煤器給水管道上新增一路給水旁路，給水旁路連接在省煤器進口集箱前、省煤器出口集箱后的給水管道上。給水旁路上設(shè)置調(diào)節(jié)閥門，負荷較高時，調(diào)節(jié)閥門關(guān)閉；負荷較低時，調(diào)節(jié)閥門開啟，部分給水流經(jīng)旁路管道，減少省煤器內(nèi)的給水流量，從而減少省煤器內(nèi)的換熱量，提高省煤器出口煙氣溫度，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。但該技術(shù)的溫度提升幅度有限，僅能提高SCR入口煙氣溫度0～10℃。

1.3省煤器分級

減小原省煤器的部分面積，并在SCR反應(yīng)器后增設(shè)一級省煤器，總體保持省煤器的吸熱量不變。在低負荷給水時，SCR反應(yīng)器前省煤器的面積減小，其吸熱量減少，省煤器出口煙氣溫度提高，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。但該方案涉及省煤器和集箱的改造，改造費用很高，同時高負荷時有可能出現(xiàn)SCR入口煙氣溫度超溫的問題。

1.4“0”號高加技術(shù)

系統(tǒng)新增1臺高壓加熱器，在汽輪機高壓缸上增加1個新的抽汽口，高壓加熱器的水側(cè)與給水管道連接。當(dāng)負荷較低時，高壓加熱器啟用，通過新增的抽汽加熱流經(jīng)高壓加熱器的給水，從而提高給水溫度，降低省煤器內(nèi)給水與煙氣的傳熱溫差，減少省煤器的換熱量，提高省煤器出口煙氣溫度，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。但該技術(shù)的溫度提升幅度有限，僅能提高SCR入口煙氣溫度0～10℃。同時，由于新增設(shè)備為高壓容器，改造費用較高。

1.5給水再循環(huán)技術(shù)

系統(tǒng)新增給水再循環(huán)管路，通過新增的爐水循環(huán)泵，將下降管的高溫爐水送至省煤器入口的給水管道中。當(dāng)負荷較低時，給水再循環(huán)系統(tǒng)啟用，通過高溫爐水與省煤器的給水混合，提高省煤器進口的給水溫度，降低省煤器內(nèi)給水與煙氣的傳熱溫差，減少省煤器的換熱量，提高省煤器出口的煙氣溫度，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。使用該技術(shù)提升SCR入口煙氣溫度0～15℃，同時改造費用較高。

1.6全負荷脫硝改造技術(shù)

以上技術(shù)只能在一定程度上擴大SCR脫硝催化劑的運行負荷范圍，無法滿足全負荷工況下的運行要求。因此，筆者提出了一種改進的全負荷脫硝改造技術(shù)，即全負荷脫硝旁路煙道技術(shù)。系統(tǒng)新增一組旁路煙道，旁路煙道進口連接在轉(zhuǎn)向室后的豎井煙道上、低溫過熱器或低溫再熱器前，旁路煙道出口連接在省煤器出口的主煙道上，旁路煙道上設(shè)置有調(diào)節(jié)擋板，省煤器出口的主煙道上裝有調(diào)溫?zé)煔鈸醢?，如圖1所示。

圖1全負荷脫硝旁路煙道技術(shù)

當(dāng)負荷較低時，旁路煙道上的調(diào)節(jié)擋板開啟，轉(zhuǎn)向室的高溫?zé)煔馀c省煤器出口的煙氣混合，從而提高了SCR入口的煙氣溫度，滿足低負荷時SCR催化劑的運行溫度要求。通過旁路煙道上的調(diào)節(jié)擋板以及省煤器出口主煙道上調(diào)溫?zé)煔鈸醢宓南嗷ヅ浜?，該技術(shù)的溫度提升幅度達到50℃以上，可以滿足鍋爐在全負荷工況下的SCR運行要求，同時，該方案的改造費用很低。

2應(yīng)用效果及分析

2.1機組概況

A電廠5號機組裝機容量600MW，該機組所用鍋爐為東方鍋爐廠制造的自然循環(huán)鍋爐，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量為2070t/h，過熱蒸汽出口溫度為541℃，再熱蒸汽流量為1768.2t/h。燃燒器為旋流式、前后墻對沖布置，機組煙道布置為雙通道煙道，并設(shè)置有調(diào)節(jié)擋板。

B電廠2號機組裝機容量300MW，該機組所用鍋爐為哈爾濱鍋爐廠制造的自然循環(huán)鍋爐，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量為1025t/h，過熱蒸汽出口溫度為540℃，再熱蒸汽流量為866.9t/h。燃燒器為四角切圓布置，機組煙道布置為單通道煙道。

2臺鍋爐SCR脫硝設(shè)施運行存在以下問題：脫硝催化劑有使用溫度要求，一般在300～410℃溫度范圍內(nèi)。當(dāng)機組負荷較高時，脫硝裝置進口煙溫正好在催化劑正常運行范圍；當(dāng)機組負荷較低時，脫硝裝置進口煙溫較低，低于催化劑的正常使用溫度。這將致使電廠在低負荷時只能將脫硝裝置解列運行，從而煙氣NOx排放的質(zhì)量濃度高于50mg/Nm3，給環(huán)境帶來不利的影響。

2.2改造前SCR入口煙氣溫度

改造前2臺鍋爐的SCR入口煙氣溫度如圖2所示。當(dāng)鍋爐負荷率低于35%時，SCR入口煙氣溫度均低于催化劑運行允許溫度300℃。

圖2改造前SCR入口煙氣溫度

2.3改造后SCR入口煙氣溫度

改造后，SCR入口煙氣溫度顯著提高，如圖3所示。

圖3改造后SCR入口煙氣溫度

表1摻燒污泥凈化前后入口煙氣對比

綜上所述，當(dāng)摻燒比為5.54%時，垃圾焚燒廠污泥協(xié)同焚燒對煙氣污染物的排放影響較小，總體可控，原有煙氣凈化系統(tǒng)脫酸反應(yīng)塔增設(shè)頂部堿液脫酸系統(tǒng)作為應(yīng)急脫酸單元，滿足酸性氣體的處理要求。

3結(jié)語

a)生活垃圾焚燒廠污泥干化及協(xié)同焚燒的應(yīng)用，能夠利用現(xiàn)有的焚燒系統(tǒng)、汽輪機抽汽系統(tǒng)、污水處理系統(tǒng)、煙氣處理系統(tǒng)、除塵除臭系統(tǒng)等，實現(xiàn)對市政污泥的無害化、減量化和資源化處理。

b)設(shè)計污泥干化至含水率40%，摻燒比為5.54%。在此前提下，污泥熱值與生活垃圾熱值接近，不影響焚燒系統(tǒng)運行效果；污泥在儲存、干化、運輸過程中產(chǎn)生的臭氣和粉塵經(jīng)尾氣處理或機械排風(fēng)引至垃圾池并焚燒處理，防止臭氣和粉塵外溢；采用水平刮板輸送機和大傾角刮板輸送機等上料至焚燒爐進料斗的干污泥輸送及投料方式，自動化程度較高，生活垃圾能夠充分混合；當(dāng)摻燒比為5.54%時，垃圾焚燒廠污泥協(xié)同焚燒對煙氣污染物排放的影響較小，總體可控。