火电厂低负荷脱硝技术

北极星环保网讯:目前国内燃煤机组选择性催化还原（SCR）脱硝系统在低负荷运行时经常遇到入口烟温低于其最低工作温度的情况，导致氮氧化物排放浓度超过国家标准。对广东某电厂SCR脱硝系统中采用的热水再循环增加省煤器进口水温、省煤器旁通管路提高SCR系统的入口烟温的方法进行实验、研究，并对其特点进行对比分析。

目前国内使用较多的烟气脱硝技术是选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR）和选择性非催化还原（SelectiveNon-CatalyticReduction，SNCR）技术或选择性催化还原与选择性非催化还原联合技术。

SCR反应的温度适应范围分为高温催化剂（450～600℃）、中温催化剂（320～450℃）、低温催化剂（120～300℃），燃煤电厂脱硝装置一般布置在尾部烟道的省煤器后，烟温必须控制在300℃以上催化剂才能实现最佳活性，由于在低负荷情况下很难达到催化剂最佳烟温，故从根本上提高SCER脱硝系统入口烟温，就是对省煤器管内水侧和管外烟侧的的逆流式换热器的传热的优化，目前国内大多数从烟侧、水侧、省煤器分级布置等角度来考虑优化方法。

烟侧方面：杜云贵等建立脱硝模型模拟不同工况下流场分布及氨气的混合，增加导流设施改善脱硝系统的稳定性；文献介绍了省煤器旁路烟道入口位置选择问题；水侧方面：对于汽包锅炉，谭青等采用锅炉炉水与省煤器给水混合法提高给水温度以降低欠焓水的吸热量，提高烟气出口温度。对于强制循环锅炉，谢尉扬等在炉水循环泵出口处引出循环水加热省煤器给水。徐昶等人提出在省煤器进口位置引出管道至下降管，根据负荷调节省煤器进口水量以达到调节烟温目的。

1、2种方案比较

（1）锅炉运行参数。

本文针对广州某电厂采用以下2种方案进行改造：方案1采用热水再循环技术，在汽包下降管合适的高度位置引出热水再循环管路，经过新增加的再循环泵加压，引入至省煤器给水管路，以提高其进口水温。

方案2是在省煤器旁通系统，把省煤器分为2部分，中间设有中间联箱，根据负荷不同启闭旁路阀门调节通过省煤器的流量，改变换热面积来调节烟气温度。该电厂锅炉设计煤种为神府东胜烟煤，以下按设计煤种进行计算，根据煤质特性、锅炉设计参数，计算改造前在100%、75%、50%、30%连续经济出力（Economic Continuous Rating，ECR）工况下省煤器出口焓，从而得到烟气温度，如表1。

表１摇省煤器设计参数

由计算可知，锅炉在100%ECR工况下省煤器出口烟温没有超出SCR反应器温度上限400℃，50%ECR工况下，省煤器烟气出口温度已低于SCR反应器的下限值300℃，30%ECR工况时，更是比300℃低了35.5℃。若在50%ECR工况和30%ECR工况下，省煤器出口烟气温度均高于300℃时，则符合改造要求，以下方案1、2均设计省煤器出口烟温为300℃。

（2）热水再循环方案。

方案原理见图1。

图1热水再循环方案原理图

由图1可知，热水再循环方案主要由再循环泵、电动调节阀（给水调温器）、电动闸阀、流量测量装置、止回阀、三通阀和管道等组成。在汽包下降管合适的高度位置引出再循环管路，经过新增加的再循环泵加压，通过给水调温器调节循环水量，再将高温循环水引入至给水管路，以提高省煤器进口水温，降低省煤器水侧与烟气侧的传热端差，减少省煤器吸热量从而提高省煤器出口烟气温度。

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