选择性催化还原法脱硝装置低负荷投运技术

仇恒波，韩 婷

（徐州华润电力有限公司，江苏徐州 221600）

0 引言

国家对燃煤发电机组环保设施建设、运行监督管理越来越严格，对污染物排放标准越来越高。为了进一步满足环保要求，公司对2台百万机组进行了超低排放改造，改造后二氧化硫考核限值约35 mg/m3、氮氧化物考核限值为50 mg/m3、烟尘考核限值为5 mg/m3。对现有发电机组来说，脱硫、烟尘的考核可以在全负荷的情况下达到要求，而氮氧化物在低负荷时无法实现排放达标，负荷必须达到50%以上时才能投入选择性催化还原法脱硝装置。这就要求对现有机组进行技改，以达到环保要求。

1 主要设备简介

公司2台1000 MW机组的脱硝装置安装在省煤器与空预器之间。烟气脱硝系统采用日本IHI公司的选择性催化还原法脱硝工艺，对100%烟气量进行脱硝处理。在锅炉50%～100%BMCR（Boiler Maximum Capacity Rating，锅炉最大出力）工况下，当烟气温度在（320～420）℃时，保证脱硝效率逸70%（入口烟气NOx含量350 mg/m3）。脱硝系统主要由两个系统组成，氨站系统和SCR系统。在氨站区域，氨贮罐接受槽车供给的液氨，通过氨气化器出口的调节阀，提供压力为0.35 MPa的气氨，气氨通过氨缓冲罐外管送至脱硝系统。

2 选择性催化还原法原理

选择性催化还原法简称SCR（Selected Catalytic Reduc-tion），方法通过使用NH3和催化剂，在适宜的反应温度（200～450）℃，将NOx还原为N2。由于反应具有选择性，即NH3只与NOx反应，基本上不与O2反应，所以称为选择性催化还原脱硝系统。

一般使用的SCR催化剂，其反应温度为300℃至400℃。布置在在空气预热器前350℃的位置，脱硝效率可达85%以上。由于在锅炉烟气中还有SO2等气体,SO2等气体在催化剂的作用下会有SO2+1/2O2寅SO3反应，反应生成的SO3再进一步同SCR反应中未反应的氨反应，生成（NH4）2SO4和NH4HSO4。

NH4HSO4是一种黏性很大的物质，会附着在催化剂、空预器上，隔绝催化剂与烟气，使得反应无法进行，并且容易堵塞空预器，使空预器差压变大。公司NH4HSO4的生成温度臆315℃，因此，反应的温度一定要>315℃。公司SCR最佳的反应温度（320～430）℃，运行规程规定当SCR进口烟温约320℃时，SCR装置自动退出。通过超低排改造后，将原预留的SCR催化剂层，加入催化剂。

3 采用广义回热，提高SCR装置的进口温度

3.1 1#换热器

通过增加的0级抽汽，加热空预器出口的热二次风，从而提高了热二次风的风温，改善锅炉的燃烧情况，特别是在机组低负荷运行时，对锅炉的燃烧稳定性、锅炉的结焦特性、水动力都有显著改善，同时由于减少了排汽损失，也大大提高了机组的经济性。

3.2 3#换热器

通过机组三级抽汽，加热空预器出口热一次风，提高了热一次风的风温，从而进步一提高磨煤机出口煤粉温度，保证了磨煤机的干燥能力，大大提高了机组对高水分煤的适应性，同时由于减少了排汽损失，也大大提高了机组的经济性。

3.3 2#和4#换热器

机组7号低加出口凝结水，通过2#和4#换热器加热空预器进口冷一、二次风，提高一、二次风的温度，经冷却后的凝水再回至7和8号低加入口，大大增加了7和8号低加的抽汽量，减少了排汽损失，也大大提高了机组的经济性。同时2#和4#换热器在功能上取代了暖风器的作用，有效解决了空预器的冷端腐蚀问题，真正达到既安全又节能的效果。

3.4 弹性回热技术

SCR装置布置在省煤器和空预器之间，为了保证SCR装置的进口温度，通过提高给水温度，从而降低了给水在省煤器中的吸热量。为了满足低负荷SCR装置投运，利用机组大修的机会，完成了降低SCR装置最低负荷的技改项目。项目利用可调式给水恒温回热系列技术，在高压缸处选择一个合适的抽汽点（高压缸第五级），并增加一个抽汽可调式的专用高压给水加热器（0号高加）及相应的调节阀及热力系统等。在负荷降低时，原一级抽汽压力相应下降，出口给水温度也下降的情况下，通过0级抽汽调节门可控制0号加热器的入口蒸汽压力基本不变，从而提高给水温度。这种方法的特征是负荷越低，抽汽量越大，进而可提高机组低负荷工况运行的经济性，适应机组的调峰运行。低负荷时，给水温度基本不变使省煤器的排烟温度随负荷的下降趋势大为减缓，即使在30%负荷下也能确保SCR装置可靠工作。

3.5 弹性回热技术优点

（1）50%负荷以上，能提高锅炉给水温度约40℃，提高排烟温度20℃。50%负荷以下时，为了防止省煤器汽化，0抽压力逐渐降低，保证省煤器进口有一定的过冷度。

（2）节能、环保达到统一。低负荷时，增加了汽轮机抽汽量，提高了热力系统的循环效率。根据西门子耗差计算，50豫负荷工况下，可降低汽轮机热耗57 kJ/kW，提高了汽轮机循环热效率，降低煤耗约2.18g/（kW·h）。由于抽汽加热导致的排烟温度上升，可通过增加的低温省煤器进行回收，避免排烟损失增加。

4 总结

近年来由于电力市场改革，机组深度调峰将是常态，为了能够在低负荷时保证环保参数正常，公司通过技术改造，2台1000 MW机组增加了2#和 4#换热器，3#换热器、0#高加、低温省煤器等，打破了传统的回热循环系统，通过热水、抽汽加热一、二次风，从而提高了SCR入口温度，保证在低负荷时SCR系统运行正常。同时，由于回热抽汽量增加，汽轮机排汽损失降低，机组的经济性大大提高。