武 潔，禾志強，沈建軍，張志勇

（內蒙古電力科學研究院，內蒙古呼和浩特 010020）

0 引言

內蒙古自治區(qū)發(fā)展和改革委員會，內蒙古自治區(qū)環(huán)保廳聯(lián)合下發(fā)的“關于印發(fā)《內蒙古自治區(qū)煤電節(jié)能減排升級與改造計劃（2014—2020）年》的通知”中提到，重點對現(xiàn)役燃煤火電機組進行環(huán)保改造。各發(fā)電企業(yè)要因廠制宜采用現(xiàn)有成熟的環(huán)保技術進行改造，鼓勵自治區(qū)現(xiàn)役30萬千瓦級以上燃煤發(fā)電機組實施大氣污染物超低排放限值的要求，即煙塵排放濃度＜10 mg/m3，SO2排放濃度＜35 mg/m3，NOx排放濃度＜50 mg/m3的要求。

為適應國家環(huán)保政策和新的排放要求，響應電網公司要求深度調峰的相關要求，避免鍋爐在低負荷下出現(xiàn)氮氧化物排放超標的問題，決定對鍋爐進行全負荷脫硝技術改造。如果改造后的脫硝系統(tǒng)能夠在低負荷下穩(wěn)定運行，且氮氧化物排放濃度達到超低排放限值要求，對于機組連續(xù)穩(wěn)定運行具有重要意義。

1 系統(tǒng)概況

1.1 機組概況

機組為2×350 MW超臨界燃煤間接空冷供熱機組，配備上海鍋爐廠有限公司生產的超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流鍋爐，采用單爐膛、一次再熱、平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼結構、全懸吊結構П型布置形式。燃燒方式采用四角切圓燃燒，配中速磨煤機正壓直吹式制粉系統(tǒng)。鍋爐設計最低不投油穩(wěn)燃負荷及最低直流負荷≤30%BMCR（Boiler Maximum Continuous Rating，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量）。鍋爐主要設計參數(shù)見表1。

表1 鍋爐主要設計參數(shù)

1.2 脫硝系統(tǒng)概況

脫硝系統(tǒng)采用SCR（Selective Catalytic Reduction，選擇性催化還原法），入口NOx濃度設計值為350 mg/m3（干基，6%O2），出口NOx濃度為70 mg/m3，脫硝效率設計值為80%。催化劑采用板式催化劑，按“2+1”設計，還原劑為液氨。SCR反應器布置于省煤器與空預器之間，催化劑的適宜溫度為（310～420）℃。

2 脫硝系統(tǒng)存在問題

由煙氣溫度與SCR系統(tǒng)催化劑活性關系（圖1）可以看出，隨著溫度的升高催化劑活性也越來越高。在高負荷運行時，進入脫硝系統(tǒng)入口處的煙溫較高，處在催化劑運行的正常范圍內。但出現(xiàn)低負荷運行時，從省煤器中出來的煙氣溫度較低，低于催化劑的正常使用溫度，過低的排煙溫度無法滿足脫硝系統(tǒng)連續(xù)、穩(wěn)定地運行。且如果長時期低負荷運行，會造成催化劑效率低，氨逃逸率增大，導致空預器堵塞。所以需要對脫硝系統(tǒng)進行改造，以適應不同負荷運行時對催化劑的影響。

圖1 催化劑活性與溫度關系

表2 現(xiàn)有脫硝系統(tǒng)入口處煙溫 ℃

對現(xiàn)有脫硝系統(tǒng)入口處進行各段不同負荷運行時煙溫的測試，測試結果如表2所示。由表2可以看出，在負荷50%時，脫硝系統(tǒng)入口（省煤器出口）煙氣溫度＜300℃，由于催化劑的適宜溫度在（310～420）℃，所以在負荷50%以下無法滿足SCR的運行要求。

3 改造方案

3.1 方案比選

對于全負荷脫硝系統(tǒng)改造，可分為2類。一類是將催化劑改為能適應低溫的寬溫催化劑，另一類是將低負荷運行時的煙氣溫度升高。由于寬溫催化劑國內應用實例很少[1]，目前改造大部分均為提升煙氣溫度的改造方案。低負荷下提升煙溫常用的方法有省煤器分級技術，省煤器煙氣旁路改造技術和煙氣補燃技術等。

省煤器分級技術就是將省煤器分為兩部分[2]，將高溫段布置在脫硝系統(tǒng)的入口側，低溫段布置在脫硝系統(tǒng)的出口側，將SCR布置在溫度較高的區(qū)域，這樣就實現(xiàn)了煙氣溫度的提升。

省煤器煙氣旁路技術就是在鍋爐省煤器入口的左右兩側加裝旁路煙道，旁路煙道的出口連接脫硝系統(tǒng)的入口，旁路煙道上加裝煙氣擋板，調節(jié)擋板。省煤器旁路改造實物如圖2所示。

圖2 省煤器旁路改造實物

煙氣補燃技術就是在省煤器的出口段到脫硝系統(tǒng)的入口段布置補燃燃燒器，使低負荷下的煙氣溫度有效升高，達到催化劑要求的溫度范圍，以提高脫硝效率的技術。3種改造方案的優(yōu)劣比對如表3所示。

表3 技術方案對比

由表3可知，省煤器加裝旁路技術與煙氣補燃技術效果較好，且調節(jié)范圍大。但煙氣補燃技術國內應用較少且投資成本高，所以本課題最終選用省煤器加裝旁路技術。

3.2 數(shù)值模擬

用Fluent軟件將未改造前脫硝系統(tǒng)與改造后的系統(tǒng)分別進行模擬，經過建模、劃分網格、輸入邊界參數(shù)等步驟后。最終模擬結果如圖3和圖4所示，改造前后煙氣流速基本不受影響，因此不會對SCR后續(xù)的均流產生影響；改造前后煙氣溫度基本不受影響，因此不會造成煙溫的偏差。

4 脫硝系統(tǒng)改造后效果分析

改造前后煙氣溫度測試結果如表4所示。由4表可以看出，當機組在30%負荷的工況下，SCR入口煙溫為293℃，＜SCR入口催化劑反應溫度。經過改造后的脫硝系統(tǒng)，30%負荷的工況下，SCR入口煙溫為310℃，提升到了催化劑的反應范圍中，滿足脫硝系統(tǒng)投運的要求，且對SCR后續(xù)的流場、溫度場均不產生影響，故改造方案切實可行。

圖3 煙氣流速模擬

圖4 煙氣溫度模擬

表4 改造前后煙氣溫度測試結果

5 結論

（1）脫硝系統(tǒng)運行后逐漸開啟旁路煙道調節(jié)擋板門至全開，逐漸關小省煤器出口煙道主路調節(jié)擋板門，脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度逐漸上升，在110 MW負荷（約30%負荷）工況下，脫硝系統(tǒng)SCR入口煙氣溫度達到310℃，滿足SCR脫硝裝置入口溫度要求，

（2）滿負荷下SCR入口煙溫為370℃左右，與原運行數(shù)據(jù)一致，未出現(xiàn)旁路煙道擋板門不嚴SCR入口煙溫過高的現(xiàn)象，鍋爐效率沒有降低。

（3）在鍋爐負荷30%～100%負荷下SCR脫硝系統(tǒng)符合投運的要求，實現(xiàn)了鍋爐的低負荷投運脫硝系統(tǒng)的要求，滿足了氮氧化物的排放濃度低于超低排放限值的要求。