引言

常規電站鍋爐，在整個鍋爐煙氣流程中，空氣預熱器之前的最后一級鍋爐受熱面為省煤器，目的是降低預熱器進口煙溫，節省燃煤消耗量。SCR脫硝裝置布置在省煤器和預熱器之間。目前電站鍋爐的脫硝裝置均為選擇性催化還原類，采用的催化劑通常工作溫度范圍在300—400℃之間。超過溫度范圍催化劑將不能發揮應有的作用。常規鍋爐設計中，會存在如下問題：在機組負荷較高時，脫硝裝置進口煙溫正好在催化劑正常運行范圍;而在機組負荷較低時，脫硝裝置進口煙溫氣溫度較低，低于催化劑的正常使用溫度。若在低負荷時將脫硝裝置進口的設計煙溫提高到滿足催化劑的要求，則在高負荷時煙溫會更高，引起排煙溫度高，鍋爐效率低，煤耗量大。因此，一般情況下都按在高負荷時滿足較低的排煙溫度來進行設計，這將致使電廠在低負荷時只能將脫硝裝置解列運行。這已不適應最新的電廠氮氧化物排放化指標的要求。

1 工藝系統及主要設備簡介

某電廠一期工程2*1000MW機組鍋爐為上海鍋爐廠引進ALSTOM技術生產的超超臨界變壓直流煤粉爐，型號為SG-3102/27.56-M54X，該鍋爐在不同負荷時省煤器出口煙氣溫度如下表所示：

該電廠脫硝系統是機組建成投產后由技改增加的。脫硝催化劑采用日立造船公司生產的NOXNON700(S-4)型催化劑，催化劑基材為TiO2，活性物質為V2O5、WO3，廠家介紹該型催化劑的最佳工作溫度為320-390℃，當溫度低于310℃時，催化劑效率低于80%。推薦310℃為該催化劑最低連續運行溫度，當脫硝裝置進出口溫度小于310℃時，脫硝裝置應退出運行。

該電廠目前設置脫硝退出溫度為293℃，允許投入溫度為300℃，低于催化劑廠家給出的推薦值，機組負荷500MW，脫硝反應器有時會退出運行，不能滿足全程投入的要求，環保排放不達標;同時長期低負荷時，由于催化劑效率低，導致NH3逃逸率高，生產硫酸氫氨，導致空預器堵塞。

2 SCR脫硝裝置全負荷運行改造技術

要實現SCR脫硝裝置全負荷運行，技術改造路線有兩個：

1、讓催化劑適應鍋爐煙溫，采用低溫催化劑替代現有催化劑;

2、讓鍋爐煙溫適應催化劑，改造鍋爐省煤器及煙風系統等。因煙氣低溫SCR催化技術尚不成熟，沒有應用于工程實踐的低溫脫硝催化劑劑，因此目前只能采用技術路線2.

采用技術路線2，提高脫硝裝置SCR入口處煙氣溫度，一共有四種方案供選擇，即:設置旁路煙道、設置省煤器旁路、省煤器分級改造、回熱抽汽補充給水加熱改造。下面對四種方案及其優缺點進行簡單的介紹：

(一)設置旁路煙道

示意圖如上。在省煤器進口位置的煙道上開孔，抽一部分煙氣至SCR接口處為(提高混合效果，也可以在尾部后煙道低溫過熱器管屏中、下層之間抽高溫煙氣)，設置煙氣擋板，增加部分鋼結構和支吊架。在低負荷時，通過抽取較高溫煙氣與省煤器出口過來的煙氣混合，使低負荷時SCR入口處煙氣溫度達到320℃以上。旁路煙道上需要加裝膨脹節、電動關斷擋板、調節擋板進行調節煙氣流量及溫度。

優點：投資成本相對較低;通過調節擋板調節煙氣流量可使催化劑工作于最佳反應溫度范圍。

缺點：對煙氣擋板的可靠性要求較高;降低鍋爐效率。

如果煙氣擋板的密封性能變差，或煙氣擋板開啟后無法關閉，在高負荷時有部分高溫煙氣從旁路煙道泄露，直接進入SCR裝置，這是煙氣溫度將會出現高于催化劑最高允許溫度的風險，可能會對催化劑帶來致命的破壞;同時，由于在后煙井設置抽煙氣口，將會對后面整個流場帶來影響，省煤器的換熱可能會出現較大的偏差，同時，高溫煙氣被旁路掉，導致省煤器吸熱不足，可能對整個汽水系統的熱量分配帶來較大的不利影響，影響鍋爐的出力、效率，直至鍋爐的穩定性。

如果長期不在低負荷運行，也就是擋板門處于常閉狀態，可能會導致積灰、卡澀打不開，也可能在長打開的時候，關閉時保證能可靠關閉。

同時采取此改造方案，鍋爐低負荷運行時，會導致排煙溫度升高10～20℃，影響機組經濟性(熱效率可能降低0.5～1%)。

(二)設置省煤器旁路

在省煤器進口集箱以前設置調節閥和連接管道，將部分給水短路，直接引至下降管，減少給水在省煤器中的吸熱量，以達到提高省煤器出口煙溫的目的。此方案在機組50%負荷左右，基本可行,省煤器后煙氣溫度可達到320℃，但在更低負荷的時候，需要旁路的給水量太大，在省煤器中介質可能會產生超溫現象，威脅到機組的安全性。旁路量不太大時也有可能發生汽水兩相混合不均情況。此外，也會導致排煙溫度升高10～30℃，影響機組經濟性(熱效率可能降低0.5～1.5%)。

如果基于目前脫硝裝置投、退溫度，需要調節煙溫溫度較低(10℃以內)，可采取本方案。如果把脫硝投退溫度改至320℃，需要旁路的給水量較大，可能會對省煤器的安全運行帶來影響。

(三)省煤器分級設置

改造范圍及原理(示意圖見下圖)：在進行熱力計算的基礎上，將原有省煤器部分(靠煙氣下游部分拆除)，在SCR反應器后增設一定量的省煤器熱面。給水直接引至位于SCR反應器后面的省煤器，然后通過連接管道引至位于SCR反應器前面的省煤器中。通過減少SCR反應器前省煤器的吸熱量，達到提高SCR反應器入口溫度在320℃以上的目的。煙氣通過SCR反應器脫氮之后，進一步通過SCR反應器后的省煤器來吸收煙氣中的熱量，以保證空氣預熱器進、出口煙溫基本不變，也就是說，在保證SCR最低穩燃負荷以上所有負荷正常投運的同時，保證鍋爐的熱效率等性能指標不受影響。

優點：不改變過路整個熱量分配和運行、調節方式，隨負荷變動可調節范圍大，排煙溫度基本保持不變，鍋爐運行經濟性得到保證。

缺點：投資成本相對較高，不太適合老機組改造;脫硝催化劑運行溫度整體提高，可能偏離催化劑的最佳反應溫度范圍，且脫硝催化劑高溫燒結的風險上升。

(四)回熱抽汽補充給水加熱

回熱抽汽補充給水加熱技術是指從汽輪機高壓缸上選擇一個合適的抽汽點，將該抽汽引入一高加，在機組低負荷時投運該路抽汽，來提高給水溫度，以提高省煤器出口排煙溫度，而保證低負荷時SCR催化劑能夠安全穩定連續運行，實現全負荷脫硝的功能。

結合西門子1000MW機組的補汽技術，回熱系統改造增加的抽汽汽源可來自于汽輪機補汽閥后的管路，通過原補汽管路將高壓缸第五級后蒸汽通過減溫、減壓裝置后返供至一高加，其中抽汽壓力靠調門來控制。

回熱抽汽補充給水加熱方案的主要優點：

1)能提高給水溫度約40℃，提高鍋爐排煙溫度20℃，可以保證脫硝系統在450MW以上全程安全投運。

2)使環保和節能達到統一。在保證脫硝裝置安全投運的前提下，低負荷汽輪機抽汽量的增加，提高了熱力系統的循環效率。根據SIEMENS計算，50%負荷工況下，可降低汽輪機熱耗57kJ/kw，相當于降低煤耗2.18克/千瓦時;另外結合低溫省煤器，可以將排煙溫度升高帶走的熱量進行回收，避免排煙損失增加。

3)提高了鍋爐水動力安全性。省煤器入口水溫的提高，使省煤器出口即水冷壁入口水溫亦相應提高，減少了水冷壁入口欠焓，顯著提高了低負荷工況下的水動力特性，大大提高了水冷壁的運行安全性。

(五)四種技術方案的比較

四、結論

1、隨著環保電價政策的實施，低負荷停運脫硝系統的電廠不但面臨拿不到脫硝電價的風險，而且存在Nox排放日均值超標后繳納巨額罰款的問題。如何在低負荷下保持脫硝系統的穩定運行，是許多電廠目前面臨的問題。

2、脫硝全負荷投運技術改造方案的選擇，應結合各電廠不同的特點，綜合比較后確定。