我公司在某350MW新建單元采用節能型中溫節煤器全負荷脫硝技術，40%THA以上負荷采用節能運行模式，在該負荷下采用煙溫上升運行模式。本技術在THA負荷下可以降低煤耗4.13g/kWh，在30%THA~40%THA負荷范圍內節約煤耗1.04~1.17g/kWh的通常低溫煤耗+通常低負荷脫硝技術，在THA負荷下可以降低煤耗1.99g/kWh，在30%THA~40%THA負荷范圍內煤耗0.08~0.75g/kWh因此，無論是高負荷節能模式還是低負荷煙草溫度上升模式，本技術都具有顯著的節煤效果。

1前言

陰天成為重要的環境問題，NOx是陰天形成的重要元兇之一。燃煤對中國NOx污染物排放量占50%以上，火力發電廠鍋爐燃煤量占46%以上。因此，火力發電國NOx排放的重要來源之一。因此，中國最新的環境保護法規(GB13223-2011)嚴格要求NOx的排放限制，國家三部委在此基礎上提出了煤

電節能減排升級和改造行動計劃，將NOx的排放限制降低到50mg/Nm3，實現了超凈排放。

SCR(可選催化還原法)脫硝技術是目前燃煤電站鍋爐的主流脫硝技術，對SCR催化劑的工作溫度有比較嚴格的要求。溫度過高會引起催化劑表面燒結，降低活性的溫度過低會影響催化劑的催化反應活性，產生副反應生成硫酸氫銨，粘在催化劑表面堵塞孔隙，降低催化劑活性。因此，SCR技術規范通常要求煙氣溫度在320℃~420℃脫硝反應。

通常，鍋爐負荷超過50%時，大部分鍋爐煤氣節約器出口煙氣溫度可滿足SCR入口煙氣溫度運行范圍的要求，鍋爐負荷超過50%時，煤氣節約器出口煙氣溫度通常低于320℃，鍋爐負荷超過40%時，煤氣節約器出口煙氣溫度低于300℃，達到SCR脫硝系統退出運行的低溫限度，SCR系統無法運行，NOx排出不符合環境保護要求。

目前國內火力發電已進入全面過剩時代，火力發電廠年發電小時數逐年下降，2021年全國火力發電設備平均利用率創新低，降至3621小時。因此，在這種情況下，全國火力發電的低負荷運行狀況隨著發電時數的減少而更加突出。

為加快能源技術創新，挖掘燃煤機組峰值調整潛力，提高我國火力發電運行靈活性，全面提高系統峰值調整和新能源消納能力，國家能源局今年6月28日發布了《國家能源局綜合司發布火力發電靈活性改造試驗項目通知》，共計16家火力發電靈活性試驗項目

綜上所述，燃煤火電機組經常低負荷運行，政策明確，現實面臨。根據火力發電機組目前的運行模式，定期低負荷運行必然會導致脫硝系統退出運行，導致NOx排放失控。因此，開展火力發電站全負荷脫硝技術的普及，火力發電機組在任何運行負荷條件下都可以運行SCR脫硝系統，是目前刻不容緩的重量

任務。

2全負荷脫硝技術

實現全負荷脫硝的主要技術手段是在低負荷時提高SCR入口煙溫，使煙溫滿足SCR脫硝催化劑的運行溫度要求。低負荷時提高SCR入口煙氣溫度有多種常規技術手段，主要包括:1)省煤器煙氣旁路2)省煤器工質旁路3)省煤器等級4)回熱蒸汽補充供水加熱(0號高)5)省煤器熱水再循環。

上述幾項技術均可在低負荷條件下提高SCR入口煙氣溫度，滿足SCR在30%以上負荷范圍內運行的需求，實現火電廠全負荷脫硝的技術要求。上述各種技術對比如表1所示。

表1常規全負荷脫硝技術

由表1可知，除省煤器分級外，其它各種全負荷脫硝技術都會降低鍋爐效率。另一方面，省煤器的分級改造存在高負荷SCR催化劑超溫的風險，另外，分級省煤器下游進一步降低煙溫，設計不合理時容易引起硫酸氫銨的沉積，空預器堵塞。另外，分級省煤器要求安排在SCR出口，通常懸掛在SCR下，改造困難。

本公司將已經實施業績的中溫節煤技術與全負荷脫硝技術相結合，提出了節能型全負荷脫硝技術，采用低品位煙氣馀熱置換部分高品位煙氣熱加熱工質旁路內的水，在提高SCR入口煙氣溫度的同時，不降低鍋爐效率。

3節能型中溫節煤器全負荷脫硝技術

3.1技術原理

本公司開發的節能型中溫節煤器全負荷脫硝技術的典型特征是雙旁路和雙運行模式:雙旁路為空預器煙氣旁路和水側旁路(凝結水旁路和供水旁路/節煤器水側旁路)的雙運行模式為節能模式和煙氣溫度上升模式，系統如圖1所示。

空預器煙氣旁路用于回收旁路煙氣熱量，旁路煙道內設有高壓中溫節煤器和低壓中溫節煤器，高壓中溫節煤器用于加熱供水旁路高壓供水或節煤器旁路供水，低壓中溫節煤器用于加熱凝結水旁路低壓供水。

水側旁路分為凝結水旁路、供水旁路和省煤器水側旁路。凝結水旁路與煙氣旁路煙道中低壓中溫節煤器連接，排出低壓蒸汽，增加汽輪機的工作。凝結水旁路與煙氣旁路煙道內中溫節煤器低壓段連接，回收煙氣馀熱到凝結水系統。供水旁路和省煤器的水側旁路用于不同的運行模式，中省高壓段在不同的運行模式

下連接:

1)節能模式下，單元負荷高，SCR入口煙溫滿足要求，切換到供水旁路，與煙氣旁路中的高壓中溫節煤器連接，回收煙熱，排出高壓蒸汽，增加汽輪機的工作

2)煙溫上升模式下，單元負荷低，SCR入口煙溫低于運行要求，切換到省煤器的水側，與煙氣旁路中的高壓中溫節煤器連接，加熱節煤器旁路，加熱節水器連接

由于安裝了空氣預測器的煙氣旁路，空氣預測器加熱一次或二次風熱不足，該技術要求啟用鍋爐風扇。通常，鍋爐鼓風機的有效性提高鍋爐排煙溫度，采用降低鍋爐效率的本技術后，啟用鼓風機，在不提高鍋爐排煙溫度的條件下，可以保證空預器出口一二次風的溫度需求。

3.2節能原理

3.2.1提高馀熱利用能力水平

圖2提供某350MW火力發電機組汽車回熱系統加熱器的蒸汽效率，其中1~3號加熱器為高壓加熱器，5~8號為低壓加熱器，4號為除氧器。由圖可知，隨著蒸汽吸引參數(壓力、溫度)的提高，蒸汽吸引效率也在提高。因此，在回收煙氣馀熱加熱鍋爐供水的系統中，排汽的質量越高，節約煤的量也越多。

節能型中溫節煤器全負荷脫硝技術，在節能模式下高壓節煤器回收煙氣馀熱加熱鍋爐供水，排出高壓加熱器供水的煙氣溫度上升模式下，中溫節煤器高壓段直接加熱節煤器旁路供水，將旁路煙氣熱量直接輸送到鍋爐供水

無論處于什么樣的運行模式，低壓段中溫節煤器的出水都會接入除氧器，回收煙氣的馀熱排出除氧器吸入蒸汽。

通常的低溫省煤器技術回收煙氣馀熱凝結水，排出5天的低蒸汽。因此，從排出蒸汽的質量來看，節能型中溫煤炭節約器的二級換熱器排出蒸汽的質量明顯高于通常的低溫煤炭節約器。

3.2.2減少空氣預測煙氣側壓損

中溫省煤器安裝空氣預測器旁路煙道，部分煙氣進入旁路煙道，進入空氣預測器煙氣流量減少，空氣預測器壓損減少，風機耗電量減少。圖3是不同空氣預測器排煙旁路開度條件下空氣預測器排煙側壓損失隨鍋爐負荷變化的曲線圖。該圖顯示，當空氣預測器排煙旁路開度為20%時，空氣預測器排煙側降低，如圖3所示。

3.2.3不提高鍋爐排煙溫度

投入鼓風機后，利用低品位的熱源加熱一二次風，在避免冷源損失的條件下，將低品位的熱量輸入鍋爐，更換高品位的煙氣馀熱，在空預器旁路的煙道內進行熱回收。暖氣設備可以保證鍋爐一二次熱風溫度基本不變，鍋爐排煙溫度不會因為空預器排煙旁路的打開而提高，無論是采用蒸汽暖氣設備還是吸煙馀熱利用的暖氣設備，暖氣設備的投入都不會降低鍋爐的效率，同時也可以利用低品位的吸煙和排煙馀熱加熱冷風，避免冷氣損失，節能效果顯著。由于空預器排煙旁路的打開，稍微降低了一二次熱風溫度，增加了鍋爐的煤炭燃燒量，但對單元來說還有顯著的節煤效果。

盡管低負荷下提高SCR入口煙溫，空預器入口煙溫也隨之提高，但由于設置空預器煙氣側旁路，即使投運暖風器，空預器出口煙氣溫度也可保持不提高。

對于常規的低負荷脫硝技術，SCR入口煙溫提高，空預器排煙溫度也會隨之提高，鍋爐效率降低，燃煤量增加。

通常的鼓風機打開后，必然會減少預熱器的換熱量，預熱器的排煙溫度會提高，鍋爐的效率會下降。排煙馀熱通過通常的低溫節煤器可以回收馀熱，但馀熱-電轉換效率過低，超過70%通過冷源排出，節能效果差。

4工程應用

4.1項目狀況

某350MW項目，設計工況SCR入口煙氣溫度如表2所示。當負載低于40%THA時，SCR入口煙溫低壓300℃催化劑的最低溫度要求。

4.2全負荷脫硝技術方案

為了保證低負荷運行條件下SCR入口煙氣溫度在300℃以上，本項目采用司開發的節能型中溫節煤器全負荷脫硝技術，將鍋爐單元SCR運行負荷從50%THA擴展到35%BMCR。50%THA以上負荷SCR入口煙草溫度不需要進一步提高，本項目技術方案為50%THA以上負荷采用節能運行模式35%BMCR~40%THA采用煙草溫度提高模式運行，SCR入口煙草溫度提高到300℃以上。

空預器排煙旁路排煙道，旁路排煙量為19%~21%，內設二級中溫節煤器:高壓段和低壓段。水旁路包括凝結水旁路、供水旁路、省煤器水旁路:凝結水旁路，從6號低壓加熱器入口取水，與中溫省煤器低壓段串聯，回水到除氧器入口的供水旁路，從供水泵入口取水，與中溫省煤器高壓段串聯，回水到1號高出口的省煤器水旁路，從1號高出口取水，與中溫省煤器高壓段串聯，回水到鍋爐水冷壁入口。供水旁路和省煤器水側旁路分別對應節能模式和煙溫升降模式兩種運行模式，按需切換運行模式。

為了充分回收空氣預測器出口后的煙氣馀熱，提高吸塵器的除塵效率，降低脫硫的水消耗，設置低溫節煤器-暖氣設備，即低溫節煤器回收煙氣馀熱到暖氣設備系統加熱空氣預測器入口的一二次風。采用閉式循環，回收煙氣馀熱，加熱一二次冷風的介質為鹽水。

4.3煙氣溫度上升效果分析

煙氣溫度上升模式下，40%THA負荷時節煤器旁路流量比例為20%，SCR入口煙氣溫度從298℃上升到303.2℃，30%BMCR負荷時節煤器旁路流量比例為40%，SCR入口煙氣溫度從288℃上升到303.1℃，煙氣溫度上升到17.1℃在負荷超過40%的THA狀況下采用節能模式運行，SCR入口煙溫沒有變化。

4.4節能效果分析

與目前應用較多的低溫節煤器和通常的全負荷脫硝技術相比，本技術節煤效果顯著，如表3和圖5所示。在節能模式下運行，隨著負荷的降低，節能型中溫節煤器的全負荷脫硝裝置和低溫節煤器的節煤量差異逐漸減小。在煙溫上升模式下，低溫煤炭節約器+通常全負荷脫硝技術方案的煤炭節約量大幅減少，在30%BMCR負荷

負荷下煤炭消耗量增加的節能型中溫煤炭節約器技術雖然煤炭節約量減少，但整個系統仍具有煤炭節約效益。

低溫節煤器+通常的全負荷脫硝技術節煤量出現負值，表明鍋爐效率下降增加的煤消耗不能通過低溫節煤器全部回收，綜合節煤效果差。

5結語

隨著電站環境排放標準的越來越嚴格，火力發電的靈活性改造的普及，全負荷脫硝的實施勢在必行。采用節能型全負荷脫硝技術，在節能的同時兼顧污染物NOx的減排，具有較高的技術推廣價值。本文介紹的節能型中溫省煤器全負荷脫硝技術在3500MW燃煤電廠SCR脫硝系統的應用案例，為國內同類型機組開展脫硝。