SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨-第2页-北极星大气网

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2.2设置省煤器给水旁路

该方案是在锅炉省煤器入口集箱之前设置给水旁路管道，并在管道上设置调节阀，通过将部分给水旁路，直接引至省煤器出口集箱，减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器从烟气中吸收的热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。

优点：改造相对简单，投资成本相对较低。

缺点：a)由于给水换热系数远远小于烟气换热系数，为烟气换热系数的1/83，通过给水旁路的调节，进入SCR反应器的烟气温度虽有一定提升，但提升幅度较小，效果不明显，要明显差于省煤器烟气旁路，对于需调节烟温温度较低(10℃以内)的情况可适当考虑本方案;b)由于部分给水被旁路，进入省煤器的给水量减少，导致省煤器出口给水温度升高，机组负荷低时需旁路的给水量很大，省煤器中介质可能会发生超温现象，造成省煤器出口处给水汽化，烧坏省煤器，威胁机组安全运行。另外，旁路量不太大时也有可能发生汽水两相混合不均情况;c)省煤器给水旁路势必导致给水换热效果降低，排烟热损失增加，锅炉热效率降低约0.5%～1.5%，影响机组运行经济性，且一定程度改变了运行控制方式，增大了运行操作和调整工作量。

2.3省煤器分级改造

该方案是将原有锅炉省煤器部分受热面拆除，同时在SCR脱硝装置后增设一定量的省煤器受热面，也就是对锅炉现有省煤器进行分级改造，将省煤器部分受热面移至SCR脱硝装置后面，原省煤器受热面具体需割除的面积和比例，需进行详细热力计算而得出。通过分级改造后，给水直接进入SCR脱硝装置后面的省煤器，然后再通过SCR脱硝装置前面的省煤器，SCR脱硝装置前省煤器的吸热量减少，从而提高了SCR脱硝入口烟气温度，使其达到最低要求302℃以上。烟气通过SCR脱硝装置后，进一步通过SCR脱硝装置后省煤器中的给水来吸收其热量，从而保证进入空气预热器的烟气温度基本保持不变，锅炉热效率等性能指标基本不受影响。

国电浙江北仑第一发电有限公司2号600MW燃煤机组率先进行了省煤器受热面的分级改造，使进入SCR的烟气温度提高约22℃，在额定负荷时脱硝入口烟温为382℃，最大负荷时烟温不超过400℃，在50%负荷时脱硝入口烟温为315℃[3]。既可满足脱硝设备对烟气温度的要求，又不会造成排烟温度上升、锅炉效率降低。改造后汽温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状。脱硝系统在50%以上负荷均能投运。

优点：a)省煤器分级方案由于没有增加多余设备，仅将省煤器分成两级，所以安全可靠性高，与改造前基本一致;b)通过热力计算提高脱硝入口烟温，能保证SCR脱硝系统在50%以上负荷均能投运，同时在满负荷时脱硝入口烟温不超过400℃，避免了催化剂高温烧结的风险;c)不改变锅炉整个热量分配和运行、调节方式，对锅炉运行方式没有任何影响，改造后汽温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状，对运行操作调整也没有任何影响;d)进入空气预热器的烟气温度基本保持不变，省煤器出口给水温度也基本保持不变，锅炉效率没有降低，锅炉运行经济性得到保证。

缺点：投资成本相对较高。

2.4回热抽汽补充给水加热技术

该技术是从汽轮机高压缸上选择一个合适的抽汽点，将该抽汽引入一高加，在机组低负荷时投运该路抽汽，来提高进入省煤器的给水温度，减少给水在省煤器的换热，从而提高省煤器出口烟气温度，以保证机组低负荷时SCR脱硝系统能安全稳定连续运行。

而外高桥第三发电厂研发和应用的“弹性回热技术”[4]，就是该项技术的一种实际应用，它通过在高压缸上选择一个合适的抽汽点，同时相应增加一个抽汽可调式的给水加热器。在机组负荷降低时，通过调节进入该加热器的抽汽量，从而能维持进入省煤器的给水温度基本不变，不跟随机组负荷降低而降低。外高桥第三发电厂通过实施弹性回热技术，低负荷下省煤器入口给水温度得到提高，使其出口烟温相应上升，从而提高了进入SCR反应器的脱硝入口烟气温度。

优点：不仅提高了机组低负荷下SCR脱硝系统的投运率，同时使汽轮机抽汽量增加，热力系统的循环效率得到提高，汽轮机热耗和煤耗得以降低。

缺点：投资成本高，脱硝入口烟气温度提升幅度一般，技术改造受汽轮机型式限制，机组排烟温度升高，排烟损失增加，机组运行方式改变，增加了运行操作量。

如表1所示，通过对比分析，可发现设置省煤器烟气旁路或省煤器给水旁路这两种方案都有着比较明显的缺点，不但安全可靠性差，还降低了锅炉效率，影响锅炉运行经济性，不符合当前越来越高的节能要求和安全生产要求。而第4种方案受汽轮机型式的限制，在外高桥第三发电厂1000MW带有补汽阀的汽轮发电机组上虽有采用，但其应用在该厂4号600MW超临界机组上的可行性还需进一步研究论证，且改造后对脱硝入口烟温提升效果一般，对锅炉效率也有一定影响。

延伸阅读：

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原标题：SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨

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