脱除烟气SO3实现SCR宽负荷脱硝的可行性分析

目前， Gibson 电厂 5 台机组脱除 SO3的注射点全部改造至 SCR 入口。 2010 年，美国 Wansley 电厂 1 073 MW 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。

图 5 烟气中SO3浓度对低温下催化剂失活的影响

3 SCR宽负荷脱硝改造的技术经济性分析

以某 300 MW 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。

表 1 某300 MW亚临界机组不同宽负荷脱硝方案技术经济对比

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）SCR 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；碱性吸附剂脱除 SO3技术在拓宽 SCR 最佳运行负荷.

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