脱硫脱硝作为废气治理的一大难点*近被人们重视，脱硫脱硝技术也逐渐走入人们的视线，火电厂从环境治理初期就是废气治理的难点，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。

1 SCR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*低投运温度 (简称 MOT) 以上，通常约为 300℃。*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*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*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 )。

 

 

2 SCR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*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， 180 MW 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。

 

 

3 SCR 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*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 未来如何去做

 

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*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 *佳运行负荷.