火力发电机组深度调峰已成为必然趋势,为满足脱硝机组NOx在低负荷负荷达标排放,需提高脱硝入口烟气温度,使其能够达到催化剂的活性范围内。对目前国内实行的宽负荷脱硝改造方案进行对比。结合实际情况,分析技改系统运行效果及目前运行中产生的问题及注意事项。
0引言
当前我国用电基本是来自火电厂，煤的燃烧会使大气资源受到严重危害，因其会释放NOx、烟尘、SO2等物质。《“十二五”节能减排综合性工作方案》要求全部新建燃煤机组和单机容量30万kW及以上燃煤机组都安装或加装脱硝设施。现阶段应用较为广泛的烟气脱硝技术为选择性催化还原法(SelectiveCatalyticReduction，SCR)，SCR反应需要使用催化剂，目前运行中温催化剂温度处于(320~400)#在商业上有比较广泛的应用。在低负荷运行和大气温度不高时的电站锅炉，SCR适用温度会高于烟气温度。机组负荷高于60K，脱硝入口烟温基本可以满足其运行要求，但机组在调峰期间低于60K负荷或启动并网初期，经常被迫退出脱硝设施运行的原因是由于烟温不高，造成'NOx超标排放。目前国内实施的宽负荷脱硝改造，无论是烟气侧还是给水侧改造，均不可避免地造成机组排烟温度的升高，降低机组的锅炉效率。铜山华润电力有限公司实施的0#高加联合低省及空预器优化改造项目，通过巧妙的设计，不仅大幅提高了脱硝投运的边界条件，还不造成排烟损失的增加，实现百万机组宽负荷脱硝的节能型设计。
1改造方案比对
保证燃煤锅炉全时段、全负荷的氮氧化物达标是火电厂灵活性改造的主要组成部分。目前实现宽负荷脱硝的思路主要2类，即提高烟气温度和采用宽温催化剂。采用宽温催化剂其设备简单，不影响锅炉效率，但催化剂投资较常规催化剂提高一倍，且技术成熟度也有待验证。因此，目前国内机组改造通常采用提高SCR入口烟气温度的方法(图1)。
1.1增加省煤器烟气旁路(图2)
方案描述：开孔位置在省煤器进口的烟道上，烟气抽部分通过旁路到SCR人口处，同时把烟气挡板设置起来，部分钢结构要增加，在低负荷时经过省煤器用于给水加热的烟气要减少，把进人SCR反应区的烟气温度提高上去。
优点:实施起来比较简单，要增加的设备少，有比较低的投资成本。
缺点:锅炉排烟温度有提高，锅炉热效率降低0.1%~0.3%;在旁路烟气挡板门处，容易发生积灰、卡涩的情况，还可能导致发生烟气内漏的现象，也会影响到在关闭状态锅炉热效率;内漏烟气反应器内烟温在满负荷时有时$400#，有可能由于烧结催化剂导致活性会降低。如果长时间在低负荷区间运行机组，这个方法是有一定优势的。
1.2增加省煤器工质旁路(图3)
方案描述：给水旁路方案是直接将部分给水在省煤器进口集箱前引到下降管，通过调节阀在低负荷时调节旁路给水流量，在省煤器的吸热量和主流水量减少后，SCR人口烟温提高的目的可以达到。
优点:烟温调节区间要求不高(<10#)时可以考虑，改造相对简单。
缺点:由于有减少进人省煤器的给水量，这样会导致省煤器出口超温;省煤器给水旁路的存在使给水与烟气降低换热效果，锅炉热效率降低0.5%-1.5%，升高了排烟温度;给水旁路调节烟温有不
太明显的效果，是因为烟气的换热系数大于省煤器给水。
1.3分级省煤器系统(图4)
方案描述:拆除原有省煤器靠烟气下游部分受热面，将一定的省煤器受热面在SCR反应器后进行增设。位于SCR反应器后面的省煤器给水先通过后，再引至位于SCR反应器前面的省煤器。这样在SCR之前，通过烟气传热面的减少使烟温提高的目的可以实现。优点：与改造前相比锅炉的排烟温度以及总的热量分配基本没有变化，保证不影响到锅炉热效率;SCR人口烟温的提升范围很大。
缺点:省煤器有相对大的改造量，有比较高的投资成本;增设的SCR后省煤器需要一定空间安装，场地要求更高。该方案旁路烟气内漏的问题可以有效避免掉，但系统和烟气旁路相比更加复杂，有增加设备维护难度，工程造价及施工难度比较提高，而且改造对SCR区烟道所占空间有一定要求，推广方面有一定的局限性。
1.4省煤器热水再循环系统(图5)
方案描述：从原有的省煤器出口引出部分热水到省煤器人口，把省煤器人口给水温度提高上去，减少省煤器的吸热量，提高省煤器后的烟气温度。
优点:可提高烟气温度(0~60)oC，满足30%THA(TotalHydrocarbonAnalyzer■，总碳氣分析)甚至更低负荷下达到SCR入口烟温310oC的要求，费用适中，所需场地较小。
缺点:排烟温度提高(0~13)oC，锅炉效率降低0~0.65%。
不同改造方案的比对情况，见表1。
2结语
明确制约机组脱硝全负荷投运的主要因素为脱硝人口烟气温度，针对火电机组脱硝SCR系统全负荷投运策略有进行对比，对提高脱硝人口烟温改造的几种方案进行了讨论。0#高加投入对于脱硝的影响在于烟气温度的提高，但所有提高烟气温度的手段都不可避免的造成省煤器出口烟气温度升高，同时造成排烟损失的增加，锅炉效率下降。但是通过高、低温省煤器的设计，可避免排烟损失的增加。该项技术具有安全、稳定、节能效果好的特点，项目投人后，机组并网在400MW负荷以后即可投人脱硝系统，且不影响锅炉效率，同时满足了国家环保对火电厂节能及减排的两方面要求，值得同类型火电机组推广及应用。
