脱除烟气SO3实现SCR宽负荷脱硝的可行性分析

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 30℃。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 600 MW 机组改造后， 50% 负荷时 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 320 MW 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 SO3，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。

图 3 NH3和 SO3体积分数对 ABS 形成温度的影响

图 4 SCR 最低投运温度与烟气 SO3浓度的关系

延伸阅读：

燃煤电厂烟气SO3治理碱基喷射脱除技术介绍

火电厂烟气SO3测试与控制技术及应用