火电厂低负荷脱硝技术

2方案评价与分析

经计算可知，2个方案均可在低负荷时对出口烟气温度进行调整，使SCR反应器入口温度处于300～400℃，均满足脱硝系统的温度要求，但各有利弊。2个方案对比见图5。

图5方案1、2省煤器流量及出口水温比较

由图5可知，热水再循环方案在30%ECR工况下流量变化较大，若给水调温器对机组负荷跟踪不及时时，可能会导致省煤器流量过大和汽包水位较大的波动，当水位较低时容易引起蒸汽温度急剧上升而导致水冷壁超温爆管等事故，应尽量避免水位有太大起伏。流量增大也增加了循环水泵的出力从而增加厂用电费用，但在50%负荷时变化较小，如果电厂负荷变化不大该方案是较好的选择。省煤器旁路方案随负荷降低流量逐渐减少，干烧管数增加，省煤器使用寿命随之缩短，使方案2间接费用增加。

由图5可知，方案1在30%ECR工况下省煤器出口水温比改造前升高25.9℃，减低汽包与入口水温差，利于汽包和相关设备使用寿命，方案2在50%和30%ECR下出口水温降低18.0℃、14.4℃，与汽包平均温度相差近60℃，导致汽包热应力增大，对锅炉运行的安全性也是不利的，从这个角度分析方案1是有更大的优势。2方案的综合对比见表2。

表２摇２方案综合对比

针对该电厂情况，热水再循环方案在自动调温、负荷变化对设备影响方面更有优势，在原设备维护方面，热水再循环方案对管路寿命影响较小，甚至在一定程度下提高了其管路系统寿命，而省煤器旁通管路方案则对省煤器管路的影响可能比较大，从经济性上分析，热水再循环系统增加再循环泵、电动调节阀（给水调温器）等设备，而省煤器旁路系统只增加管材为SA-106GrB钢管4m，显然方案2从经济上更有优势，但在长远投运时间和安全性上方案1更适合本厂，所以笔者更倾向于选择热水再循环方案来提高SCR系统入口烟气温度。

3结论

国内SCR脱硝方法主要是从烟侧和水侧考虑省煤器的传热优化问题，本文从烟侧考虑对该电厂进行改造并取得一定成效，可以为低负荷尾部烟气脱硝方法提供更多的理论依据。根据本厂具体条件对2个方案进行经济性、设备影响、锅炉运行安全性和稳定性等综合考虑选择热水再循环提高省煤器给水温度方案更有实际意义。由于2个方案在国内投运时间较短，还没有太多的实际数据体现其全面问题，今后还需要更加深入地分析和研究其机理、影响因素等问题，为我国低负荷脱硝技术提供更多切实可行方法。

延伸阅读：

深度分析火电灵活性改造形势下的低负荷脱硝技术选择

火电机组灵活性改造之脱硝催化剂低负荷运行适应性探讨