电站锅炉SCR脱硝系统全负荷投运改造方案研究与工程实践

2脱硝全负荷投运存在的技术问题

通过现场测试，锅炉省煤器的出口烟温曲线如图1所示。

图1掺烧石炭煤时各负荷段下省煤器出口烟温

由图1可以看出，该电厂3号锅炉在400MW运行时省煤器出口烟温为298℃，已经低于SCR装置的最佳反应温度范围。随着负荷的降低，省煤器出口的烟气温度进一步降低，将不得不退出SCR装置运行。

结合设计数据和运行数据，并考虑实际运行工况可能存在的偏差，大约负荷低于450MW时，SCR入口处的烟气温度达不到SCR装置允许运行最低温度（314℃）的要求。在210～250MW负荷区间，SCR入口处的烟气温度甚至只有260～270℃，脱硝系统根本不可能投运。

此原因直接导致2013年度该机组SCR投运率只有45％。查看锅炉不同负荷时的运行状况，以2012年8月8日部分时段3号炉的运行数据为例，如图2所示。

图2 3号炉省煤器出口烟气温度随负荷变化曲线

由图2可以看出，600MW负荷下，省煤器出口烟气温度在346℃左右，300MW负荷下，省煤器出口烟气温度在297℃左右。另根据4号炉2013年7月运行画面，在600MW负荷下，省煤器出口烟气温度为357℃。

从3号炉和4号炉运行数据可以看出，在2014年1月之前，省煤器出口烟气温度是较高的。2011—2013年，机组燃煤以低熔点高水分的神华煤、印尼煤为主，锅炉受热面存在结焦现象，且其氧量运行值较目前的数值大，故排烟温度也偏高。燃用当前煤种，3号、4号炉均不存在结焦现象，且考虑到低氮燃烧问题，目前运行氧量一般也较低。

因此，按照目前的燃煤及氧量控制，即使在夏季，省煤器出口烟气温度也不会高于2013以前的水平。GB13223—2011《火电厂大气污染排放标准》要求，2014年7月1日后所有燃煤锅炉氮氧化物排放须不超过100mg／m3。为达到这一排放指标，电厂不仅使用了炉内低氮燃烧器，还完成了SCR脱硝改造。

通常SCR装置的最佳反应温度范围为320～400℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化（该电厂催化剂温度范围为314～400℃）。通常按照锅炉的正常负荷设计省煤器出口烟温，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足SCR装置投运的温度要求。

虽然可通过燃烧调整、燃煤掺烧以及降低催化剂的喷氨温度等措施，来降低各个负荷段的NOx的排放，但是仍然不能满足要求。随着NOx排放要求的进一步严格执行，低负荷时无法投运SCR将不能适应国家及地方污染排放标准的要求。对此，必须对锅炉进行相应改造，以解决这一问题。

3脱硝全负荷投运改造方案

当前全工况脱硝技术主要有：省煤器分级布置、省煤器烟气旁路、省煤器再循环等几种。综合各脱硝技术的特点，结合电厂的实际情况，主要有如下几种适合该电厂进行全工况脱硝改造的方案。

3.1方案一：省煤器简单水旁路

该方案通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水旁路直接引至下降管中，减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器从烟气中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的，如图3所示。

图3省煤器简单水旁路的原理图

延伸阅读：

纯干货总结版 全负荷脱硝技术大全

燃煤机组SCR脱硝系统全负荷脱硝控制对策

电站锅炉全负荷脱硝的针对性改造措施

利用富氧不停炉超低负荷调峰技术提高火电灵活性的应用及探讨