SCR脱硝装置全负荷运行改造技术研究-第3页-北极星大气网

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(三)省煤器分级设置

改造范围及原理(示意图见下图)：在进行热力计算的基础上，将原有省煤器部分(靠烟气下游部分拆除)，在SCR反应器后增设一定量的省煤器热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口温度在320℃以上的目的。烟气通过SCR反应器脱氮之后，进一步通过SCR反应器后的省煤器来吸收烟气中的热量，以保证空气预热器进、出口烟温基本不变，也就是说，在保证SCR最低稳燃负荷以上所有负荷正常投运的同时，保证锅炉的热效率等性能指标不受影响。

优点：不改变过路整个热量分配和运行、调节方式，随负荷变动可调节范围大，排烟温度基本保持不变，锅炉运行经济性得到保证。

缺点：投资成本相对较高，不太适合老机组改造;脱硝催化剂运行温度整体提高，可能偏离催化剂的最佳反应温度范围，且脱硝催化剂高温烧结的风险上升。

(四)回热抽汽补充给水加热

回热抽汽补充给水加热技术是指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，来提高给水温度，以提高省煤器出口排烟温度，而保证低负荷时SCR催化剂能够安全稳定连续运行，实现全负荷脱硝的功能。

结合西门子1000MW机组的补汽技术，回热系统改造增加的抽汽汽源可来自于汽轮机补汽阀后的管路，通过原补汽管路将高压缸第五级后蒸汽通过减温、减压装置后返供至一高加，其中抽汽压力靠调门来控制。

回热抽汽补充给水加热方案的主要优点：

1)能提高给水温度约40℃，提高锅炉排烟温度20℃，可以保证脱硝系统在450MW以上全程安全投运。

2)使环保和节能达到统一。在保证脱硝装置安全投运的前提下，低负荷汽轮机抽汽量的增加，提高了热力系统的循环效率。根据SIEMENS计算，50%负荷工况下，可降低汽轮机热耗57kJ/kw，相当于降低煤耗2.18克/千瓦时;另外结合低温省煤器，可以将排烟温度升高带走的热量进行回收，避免排烟损失增加。

3)提高了锅炉水动力安全性。省煤器入口水温的提高，使省煤器出口即水冷壁入口水温亦相应提高，减少了水冷壁入口欠焓，显著提高了低负荷工况下的水动力特性，大大提高了水冷壁的运行安全性。

(五)四种技术方案的比较

四、结论

1、随着环保电价政策的实施，低负荷停运脱硝系统的电厂不但面临拿不到脱硝电价的风险，而且存在Nox排放日均值超标后缴纳巨额罚款的问题。如何在低负荷下保持脱硝系统的稳定运行，是许多电厂目前面临的问题。

2、脱硝全负荷投运技术改造方案的选择，应结合各电厂不同的特点，综合比较后确定。

延伸阅读：

【干货】SCR脱硝流场CFD模拟与优化的一点体会

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