火电厂SCR脱硝全负荷运行改造技术方案讨论

（2）设置省煤器给水旁路

省煤器给水旁路的方法是将省煤器的进口集箱以前直接将部分给水管路与省煤器出口集箱间短路，引至下降管。给水旁路在低负荷时通过调节阀调节旁路给水流量，使省煤器进水量减少来降低省煤器的吸热，使省煤器出口烟气温度提高，达到喷氨所需的烟气温度。

该方案的实施也较为简单，但是此种方法对烟温的调节有限，根据相关计算，在最大和最小旁路水量工况之间，烟温调节10℃，省煤器内水工质温度会增加60℃，因此省煤器内工质温度对烟气温度变化比较敏感，较高的工质出口温度降逼近甚至超过工质的饱和温度。因此该措施容易导致省煤器内工质沸腾工况而影响机组安全运行。此外，该措施需要根据省煤器给水量的变化分析、计算省煤器内水动力安全性的影响。同时添加给水旁路后势必会造成省煤器内给水管路温度大幅增加，还需要对给水管路进行温度和强度校核。

（3）省煤器分级改造

省煤器分级改造，考虑将脱硝装置的烟气抽取点由原来的省煤器出口改为省煤器管组间抽取，以提高进入脱硝装置的烟气温度，即省煤器需要进行分级改造，将部分受热面移至脱硝反应器后（图2），这样既可满足脱硝装置的运行烟温要求，又不至于使排烟温度升高和降低锅炉热效率。

图2常规省煤器和分级省煤器布置示意图

该方案特点是技术改造较复杂，要考虑空间位置和载荷，需要准确计算防止SCR入口烟气温度超过催化剂上、下限温度。这种方法烟温调节幅度20-40℃，对机组经济性无影响，但项目投资较大，锅炉改造和拆除工作量较大。

（4）热水再循环系统

热水再循环系统取自下降管，经过再循环泵到省煤器入口，通过采用热水再循环系统可以提高省煤器入口的给水温度，从而提高机组低负荷工况下安装在省煤器后的SCR装置的入口烟气温度，使SCR在机组低负荷工况下仍能处于正常运行的温度区间，提高机组低负荷下SCR的投入率。

这种方法特点是再循环系统中需要加一台炉水再循环泵，另外还需要加若干阀门，能提供较大的温度调节范围，一般不用于机组高负荷，对锅炉效率影响较小，在机组低负荷工况下比较容易控制SCR入口烟气温度，但与设置省煤器给水旁路措施一样，所有负荷工况下省煤器的出口给水温度必须低于饱和温度，且对锅炉水动力安全性的影响需要分析计算。

（5）省煤器流量置换系统

省煤器流量置换系统是增加省煤器给水旁路和省煤器热水再循环系统。该系统可以进一步减少省煤器的吸热量，从而提高SCR入口烟气温度，当机组负荷较高时，可先利用给水旁路系统进行烟气温度调节，当机组负荷进一步下降，给水旁路无法满足要求的前提下，开启省煤器热水再循环系统，可进一步提高省煤器出口烟气温度，对烟气温度的调节范围较大。

这种方法对烟气温度的调节幅度为20-50℃，需要通过热力计算确定不同负荷下的流量置换旁路。同样，该措施方法也面临着省煤器内工质沸腾的安全运行问题。

此外还可以采取提高低负荷给水温度的方法，这种方法投资大，技术系统复杂，同时对不同的汽轮机采取的抽取蒸汽加热给水的做法不一样，且需要对整个系统进行热量核算，工艺系统较繁琐。

三、改造工艺方案选择原则

鉴于锅炉脱硝SCR催化剂设计正常工作温度范围以及催化剂允许使用上下限温度范围，即下限温度为310℃，上限温度为420℃，温度差为110℃。根据实际对应负荷试验来校核，确定SCR入口烟气温度范围，且留有一定裕量（5-10℃）。技术措施应能够保证机组大负荷下SCR入口烟气温度不超过催化剂的最高使用温度420℃，机组低负荷下SCR入口烟气温度不低于催化剂的最低使用温度310℃。

改善SCR入口烟气温度工艺方案的选择除应考虑“技术成熟、运行可靠、对原有设施影响小”等因素外，尚应结合机组的实际情况，着重考虑如下因素：

（1）在确保烟气SCR入口温度达标的情况下，尽量降低系统投资及运行成本。

（2）不产生新的污染物和其它不利因素。

四、结论

通过几种SCR脱硝全负荷工况运行改造方案的阐述、分析、比较，对机组SCR脱硝全负荷运行改造提供参考。

参考文献

[1]《火电厂大气污染物排放标准》GB-13223-2011国家标准.环保部国家质监局发布

[2]《关于火电厂SCR脱硝系统在锅炉低负荷运行情况下NOX排放超标有关问题的的复函》（环函〔2015〕143号）环保部

延伸阅读：

超临界燃煤机组的全负荷脱硝技术探析

燃煤机组SCR脱硝系统全负荷脱硝控制对策

深度分析火电灵活性改造形势下的低负荷脱硝技术选择

纯干货总结版 全负荷脱硝技术大全