宽负荷脱硝烟气旁路的选择与应用

北极星环保网讯:目前市场上的脱硝催化剂使用温度范围均在320℃-420℃，为保证催化剂的安全运行，脱硝入口烟气温度不得小于320℃。由于脱硝催化剂的运行温度限制原因，结合我司锅炉运行情况（负荷300WM以下时省煤器出口烟温将降到300℃以下），在低负荷运行与机组启动中脱硝催化剂入口烟温无法满足脱硝催化剂的运行要求，需要退出脱硝喷氨运行，将造成NOx排放的严重超标，影响机组环保排放。因此有必要增加一套SCR脱硝系统烟气调温装置，灵活的调节脱硝系统入口烟气温度，保证低负荷情况下实现NOx的超低排放。

河南华润电力首阳山有限公司（2×600MW）机组烟气脱硝装置，是采用引进日本三菱MHI公司的选择性催化还原法（SCR）脱硝技术设计和制造的，每台机组装设2台脱硝反应器，布置在省煤器之后、空预器之前的空间内（炉后）。脱硝装置按2+1布置，即2层运行1层备用，催化剂采用蜂窝式,每个反应器每层布置模块数为8X10块。每台炉共布置320个催化剂模块，催化剂模块放在反应器内部的支撑梁上。

脱硝装置入口采用垂直长烟道布置，喷氨栅格布置在入口垂直烟道内。2015年增加第三层催化剂，结合“SPC一体化脱硫除尘装置技术”改造，实现超低排放，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米。

1存在问题

目前市场上的脱硝催化剂使用温度范围均在320℃-420℃，为保证催化剂的安全运行，脱硝入口烟气温度小于320℃时，脱硝装置将停止喷氨。由于脱硝催化剂的运行温度限制原因，结合我司锅炉运行情况（负荷300WM以下时省煤器出口烟温将降到300℃以下），在低负荷运行与机组启动中脱硝催化剂入口烟温无法满足脱硝催化剂的运行要求，需要退出脱硝喷氨运行，将造成NOx排放的严重超标，影响机组环保超低排放。而国家环保部指出火电厂在任何运行负荷时，都必须达标排放标准，由于脱硝系统无法运行导致的氮氧化物排放浓度高于排放限值的，认定为超标排放。

2改造方案分析

2.1省煤器分级方案

将原有省煤器分为高温、低温两级，高温省煤器布置在原有锅炉尾部烟道中，低温段省煤器布置到脱硝反应器出口烟道内，省煤器分级方案存在以下几点问题：

2.1.1我司采用双烟道挡板调温，原有省煤器面积与原有过热器、再热器吸热进行整体计算和匹配。若将省煤器分级，需对原有锅炉吸热进行整体计算，过热器侧与再热器侧省煤器面积需要重新匹配，计算较为复杂，即使理论计算可行，但实际运行时对原有锅炉双烟道挡板调温运行方式会有较大影响，存在一定风险，可能导致再热蒸汽或过热蒸汽超温。

2.1.2若要进行省煤器分级，目前锅炉框架内及脱硝出口烟道内没有空间布置分级后的低温段省煤器，需重新设计脱硝反应器出口烟道。原有脱硝反应器出口烟道采用防积灰倾斜布置，若将分级后的低温段省煤器布置在出口烟道内，需将脱硝出口烟道改为水平布置，存在积灰隐患，另外改造后会对原有荷载分布产生影响，需要对相应钢架及基础进行改造和加固，同时还需要更换低温省煤器受热面及连接管道，改造工作量太大，投资较高。

2.2增加省煤器水侧旁路方案

增加省煤器水侧旁路，烟气温度达不到SCR入口温度水平。因为省煤器内水的对流传热系数非常大，而烟气侧的对流换热系数不变，省煤器的整体传热系数基本保持不变，省煤器出口烟气温度基本不变，故设置水侧旁路起不到提升烟温的作用，并且省煤器内水温升高，不利于省煤器安全运行。因此不建议采用此方案。

2.3减少省煤器换热面积方案

如果为满足低负荷SCR正常运行而减少省煤器面积，那么绝大部分省煤器将被去掉，因为受热面不足，将导致锅炉出力不够，同时高负荷时，省煤器受热面不足，省煤器出口烟温高，可能超过催化剂温度的使用范围，因此也不建议采用此方案。

2.4低负荷加热给水温度方案

2.4.1炉水给水混合提温系统

利用炉水泵或是增加循环泵，将省煤器出口或汽包下降管的部分高温热水送入省煤器进口混合，从而提高和控制省煤器入口水温，减小省煤器传热温差，间接提高省煤器出口烟温。但此方案只能应用于强制循环锅炉，或亚临界汽包锅炉，不适应于超临界直流锅炉。

2.4.2弹性回热技术（可调式抽汽补充加热锅炉给水）

在高压缸处选择一个合适的抽汽点，并相应增加一个抽汽可调式的给水加热器。在负荷降低时通过调门控制加热器入口压力，从而维持给水温度基本不变。使得低负荷下省煤器入口水温提高，出口烟温相应上升。

增加了低负荷下的抽汽量，提高了热力系统的循环效率；提高了机组的调频能力和调频经济性，确保了机组调频运行的安全性；减少了水冷壁前给水的欠焓，提升了锅炉的水动力安全性，弹性回热技术具有很好的应用案例（上海外高桥三厂）。但是此方案需要对汽轮机进行相应的改造，工作量较大，且费用高，经过论证并不适合我司。

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