脱除烟气SO3实现SCR宽负荷脱硝的可行性分析
摘要：为适应火电机组灵活性改造要求，机组需在超低负荷下安全稳定运行，其中低负荷脱硝改造是重要组成部分。分析了以往燃煤机组SCR脱硝系统低负荷下退出的原因，介绍了宽负荷脱硝改造方案，其主要包括：提高SCR入口烟温技术，使用宽温度范围催化剂和采用碱性吸附剂脱除烟气中SO3技术。
从初投资、改造工期、改造效果、其他收益等方面全面比较了各方案优缺点，提出“因厂制宜，因机制宜”的改造思路。同时指出，由于碱性吸附剂脱除SO3技术具有消除蓝色烟羽、预防空气预热器堵塞、防治设备腐蚀、减少脱硫废水产生量和重金属协同脱除等其他技术不具备的额外收益，未来应加快发展。
关键词：燃煤电厂；有色烟羽；超低排放；灵活性改造；SCR；宽负荷脱硝；硫酸氢铵；三氧化硫
0引言
2017年，全国火电装备平均利用小时数为3836.6小时，与2016年相比，除山东、北京、河北外，其它省份利用小时数均有不同程度降低，很多煤电企业面临负荷较低的压力。统计资料显示：我国大容量火电机组调峰深度不到50%，北方地区热电机组调峰深度只有20%左右。2016年能源局发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，标志我国正式启动火电灵活性改造示范试点工作。火电灵活性改造要求机组实现在超低负荷下（负荷下限从原来的45%下调至30%，甚至更低）安全稳定运行、负荷快速升降、低负荷脱硝投入等,其中低负荷脱硝改造是重要组成部分；即便对于利用小时数高的电厂，为满足风电、光伏等非化石能源充分消纳的要求，同样面临调峰困难的问题。灵活性将是未来考核火电机组的重要指标，探寻提升火电机组灵活性的技术路径，适应新的能源战略要求，实现在役大容量火电机组的技术改造优化具有实际意义。
在相当长一段时间内，SCR脱硝仍然是中国脱硝技术领域和脱硝市场的主流技术。中国煤电机组的SCR脱硝系统(以下简称SCR)多采用“高温、高尘”布置，催化剂以“钒钨钛”系为主，活性温度范围通常为320~420℃。锅炉低负荷运行时，SCR入口烟气温度低于催化剂活性温度，受此限制脱硝系统需强制退出。但是，环保部要求火电机组在任何电负荷下必须排放达标，因此保证SCR低负荷下的脱硝效率是火电灵活性改造的重点工作之一，燃煤机组的宽负荷脱硝改造势在必行。
1SCR脱硝低负荷退出原因
SCR脱硝装置正常投运要求烟气温度保持在最低投运温度(简称MOT)以上，通常约为300℃。最低投运温度，即一定NH3和SO3浓度下的烟气在催化剂孔隙中开始凝结硫酸氢铵(ABS)的温度。文献指出，烟温低于ABS露点温度时，液态ABS进入催化剂微孔中遮蔽活性表面，限制脱硝反应进行(见图1)。文献认为，烟气中SO3、NH3以及水分等浓度，共同决定铵盐露点，进而影响MOT。文献强调，SCR应避免在MOT以下运行，防止ABS导致催化剂孔隙堵塞。文献ABS形成、分解过程复杂，影响因素较多。文献推导出NH3、SO3浓度和脱硝装置最低投运温度之间的关系，其中NH3与SO3在烟气中的分压与脱硝装置最低投运温度正相关，且呈一定的指数函数关系。ABS冷凝温度与NH3、SO3浓度关系的实验结果目前仍存在差异，但均认为ABS冷凝温度与二者成正比关系（见图2）。
可见，烟气中ABS析出是SCR低负荷投运的主要限制因素，该问题的根本解决需降低NH3与SO3的浓度积(NH3与SO3在烟气中的量均以体积分数10–6表示)。
2SCR宽负荷脱硝技术
原理上降低MOT应降低NH3与SO3的浓度积，但目前常规技术仍采用提高SCR入口烟气温度以适应催化剂的方法，主要包括：
（1）省煤器烟气旁路；
（2）省煤器给水旁路；
（3）省煤器分级改造；
（4）设置0号高压加热器（高加）；
（5）烟道燃烧器技术。另外，非常规技术包括使用宽温度范围催化剂和采用碱性吸附剂脱除SO3技术等。
2.1提高SCR入口烟温技术
（1）省煤器烟气旁路方案。设置烟气内部或外部旁路，部分烟气直接进入SCR后，烟气温度可提高约0℃。采用内部旁路使省煤器换热面积减少，高负荷时经济性较差，但可通过在SCR和空气预热器（空预器）之间增加低温换热器予以解决。外部旁路的挡板长期面临高温烟气冲刷，有调节失灵停炉的风险，需重点防范。
（2）省煤器给水旁路和热水再循环。在省煤器入口设置调节阀和旁路管道，通过调节给水量
改变烟温，调节幅度一般为10~15℃。热水再循环是为进一步提高调节量，在省煤器出口至下部水冷壁入口下降管上引出再循环管路，加压后引入给水管路。调节范围达到20~50℃，缺点是对锅炉效率有一定影响。
（3）省煤器分级改造。将部分省煤器拆除移至SCR下游，给水先进入下游受热面再进入省煤器。北仑电厂2号600MW机组改造后，50%负荷SCR入口烟温达到315℃，满负荷时低于400℃。沙角电厂将该方案与烟气旁路方案相结合，在快速提高烟温的同时保证了锅炉效率[20]。文献通过热力计算，比较烟气旁路、给水旁路和分级改造，得出分级改造为最优，50%负荷时SCR入口烟温可达到320℃。问题是改造成本较高，工期较长，改造后烟温无法调节且提升幅度受限于满负荷烟温。
（4）增设零号高压加热器（高加）。在高加后增加1个外置蒸汽加热器，一般是由汽轮机三段抽汽对省煤器给水加热，相当于0号高加。上海外高桥第三发电厂在增加0号高加后，给水温度升高38.5℃时，烟气温度升高16℃。文献建议增设低温省煤器解决机组经济性的问题。为解决0号高加投资大、工期长等问题，蒸汽喷射器技术利用屏式过热器出口蒸汽引射汽轮机1级回热抽汽，使混合蒸汽进入新增0号高加以加热给水。但其多针对50%以上负荷，在负荷更低时，还需对加热系统进行相应改进和优化。
（5）烟道燃烧器技术。在尾部烟道增设燃烧器，通过燃烧天然气等燃料来提高烟气温度，烟温提升效果明显，但停机改造工期较长，投资大且运行成本较高。美国BGS电厂320MW机组改造后，180MW负荷下正常投运，脱硝入口烟温达到335℃。
2.2宽温度范围催化剂
文献制备促进ABS低温分解的复合催化剂（以TiO2和TiSi为载体），将ABS分解温度降至150~200℃，在275℃含水含硫气氛中进行试验，20h后催化剂活性仍能保持85%。文献以溶胶–凝胶法制备TiO2催化剂，在250~400℃内脱硝效率可保证80%，但未考虑ABS的影响。宽温度范围催化剂技术多处于实验室阶段，未见工业化应用案例。
2.3碱性吸附剂SO3脱除技术
通过注射碱性吸附剂降低烟气SO3浓度，技术原理为通过向锅炉或烟道之中注射碱性吸附剂脱除烟气中的O3，生成的固体盐类颗粒物通过除尘设备脱除，吸附剂注射形式分为干粉注射和浆液注射，可协同脱除HCl、Hg、As和SO2等，从根本上降低MOT（见图3）。该方法还有消除烟囱蓝羽、治理空预器堵塞、缓解设备腐蚀和减少脱硫废水量的额外收益。MOT与SO3浓度关系如图4所示。由图4可见，当SO3体积分数降至5×10-6以下时，MOT可显著降低。2008—2009年，美国多家电厂在碱性干粉或浆液的吸附剂注射试验，实现SO3高脱除率的同时，未见催化剂和空预器的异常。
目前，Gibson电厂5台机组脱除O3的注射点全部改造至SCR入口。2010年，美国Wansley电厂1073MW机组的SCR入口SO3体积分数从22×10-6降至7×10-6后，MOT由308℃降至289℃。文献研究SO3浓度、低负荷时间对催化剂活性的影响机理，结果如图5所示。由图5可见，SO3体积分数脱除至3×10-6后，催化剂在260℃下维持70h后仍能保持60%的活性，图中纵坐标为一定温度下催化剂活性(Kt)与382℃下催化剂活性(K382℃)的比值。
3SCR宽负荷脱硝改造的技术经济性分析
以某300MW亚临界机组为例，从改造投资、工期、效果等方面对比上述各宽负荷脱硝改造方案，结果如表1所示。分析认为对于老旧机组，应采用烟道旁路改造，即以较小投入的方案获取最佳环保收益；如改造空间和钢结构负载有限，应避免省煤器分级改造方案；如原脱硝流场不均匀，采用烟道旁路方案更应慎重，避免烟气混合不均造成的催化剂烧结；如电厂在钢厂或焦化厂周边，可考虑应用烟道燃烧器方案，开展利用高炉或焦炉煤气做燃料的尝试，以替代天然气，有效降低成本；碱性吸附剂脱除SO3技术降低MOT的案例主要集中在国外，且多在近几年完成，长期附剂脱除SO3技术在国内则尚处于起步阶段，除技术外还需考虑电厂周边碱粉资源情况，以保证SO3脱除的经济性；另外，在脱除SO3的同时应有效控制氨逃逸，才能确保MOT降低效果。
4结论与建议
未来煤电机组将更多发挥调峰作用，承担更多碳减排责任。目前，实施火电灵活性改造和推动储能技术发展，将成为我国兑现巴黎协定承诺的主要手段。宽负荷脱硝技术作为火电灵活性改造重要组成部分，推动其高质量发展意义重大。本文在分析SCR脱硝系统低负荷退出运行的原因时，对各项宽负荷脱硝技术进行分析，得出以下结论和建议：
（1）SC低负荷退出温度取决于最低投运温度，该温度由烟气中硫酸氢铵的冷凝温度所决定，主要影响因素是NH3和SO3浓度，并与二者正相关。根本解决低负荷退出的技术手段为降低烟气中NH3和SO3浓度。
（2）确定宽负荷脱硝方案的原则应为“因厂制宜，因机制宜”，根据电厂的实际情况确定相应的改造方案。考虑经济性，可选择烟道旁路、省煤器旁路和零号高加技术；考虑后期维护量小，可采用省煤器分级改造技术；燃料成本较低时，可采用尾部燃烧器技术。
（3）国内应加快开展宽温度范围SCR脱硝催化剂研究，同时着力开发碱性吸附剂脱除SO3技术，推进其工业化应用。使用宽温度范围催化剂，可免除针对宽负荷脱硝的改造工程；碱性吸附剂脱SO3技术在拓宽SC最佳运行负荷.
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