一、概述

2014年7月1日國(guó)家新的火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)的實(shí)施；2015年總理工作報(bào)告中提出“推進(jìn)火電廠超低排放改造”；環(huán)保部要求在《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃（2014-2020年）》（發(fā)改能源〔2014〕2093號(hào)）的基礎(chǔ)上，進(jìn)行“提速擴(kuò)圍”，2020年前完成所有機(jī)組的超低排放改造。僅僅一年多，NOX排放限制從450mg/Nm3下降到100mg/Nm3，發(fā)生了50mg/Nm3的巨大變化。

隨著國(guó)家環(huán)境保護(hù)監(jiān)督政策越來越嚴(yán)格，2015年6月19日環(huán)境保護(hù)部《關(guān)于火力發(fā)電廠SCR脫硝系統(tǒng)在鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行中NOX超標(biāo)問題的復(fù)印件》(環(huán)狀〔2015〕143號(hào))要求火力發(fā)電廠在任何運(yùn)行負(fù)荷時(shí)都要達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)排放，SCR脫硝系統(tǒng)的全負(fù)荷狀況運(yùn)行改造勢(shì)在必行。

二、主要工藝路線選擇

1、主要改造工藝方案簡(jiǎn)介

提高SCR入口煙氣溫度主要是減少SCR前煙氣的散熱量，目前國(guó)內(nèi)應(yīng)用的方法主要是安裝省煤器煙氣旁路、安裝省煤器給水旁路、省煤器分級(jí)改造、提高機(jī)組低負(fù)荷給水溫度和省煤器熱水再循環(huán)改造等方法。

(1)安裝省煤器煙道旁路

省煤器煙道旁路在省煤器入口前安裝煙道，將高溫?zé)煹酪�出到SCR系統(tǒng)入口煙道。為了調(diào)節(jié)SCR系統(tǒng)入口的高溫排煙量，在節(jié)煤器旁路排煙道設(shè)置擋板，在節(jié)煤器出口和旁路排煙道之間設(shè)置擋板，提高節(jié)煤器系統(tǒng)的排煙阻力，在低負(fù)荷下提高SCR系統(tǒng)入口的高溫排煙流量。在鍋爐高負(fù)荷的情況下，關(guān)閉節(jié)約器的煙氣旁路擋板關(guān)閉的鍋爐低負(fù)荷的情況下，煙氣溫度低于催化劑的最低噴射溫度時(shí)，打開旁路擋板，使鍋爐的煙氣不經(jīng)過煤氣節(jié)約器的冷卻而直接進(jìn)入SCR脫硝裝置，獲得足夠的高溫?zé)煔狻?/p>

這種方法可以解決低負(fù)荷下不能運(yùn)輸SCR脫硝裝置的問題，但以犧牲省煤器內(nèi)的供水熱交換和鍋爐效率為代價(jià)。該方法煙氣溫度調(diào)節(jié)幅度為20-40℃，對(duì)煙氣擋板的可靠性要求高，項(xiàng)目投資小。

省煤器旁路改造要求進(jìn)入反應(yīng)器第一層催化劑前高溫排煙與低溫排煙混合均勻。在空間允許的情況下，高溫排煙接入點(diǎn)應(yīng)盡量遠(yuǎn)離催化層，盡量布置在噴氨格柵和靜混氣的上游，可通過噴氨格柵和靜混氣增加干擾，促進(jìn)冷熱排煙的混合。

該措施的優(yōu)點(diǎn)是系統(tǒng)簡(jiǎn)單，增加設(shè)備少，但也有明顯的缺點(diǎn)，煙氣旁路在低負(fù)荷投運(yùn)時(shí)提高了省煤器的出口溫度，提高了空預(yù)器的排煙溫度，影響了鍋爐的經(jīng)濟(jì)性，每次排煙溫度增加1℃，鍋爐的熱效率就會(huì)下降0.5%。另外，單元高負(fù)荷撤出旁路時(shí)，省煤器進(jìn)口煙氣溫度高，旁路煙道擋板在高溫下容易變形，發(fā)生內(nèi)漏，排煙溫度也上升，影響鍋爐的經(jīng)濟(jì)性。

(2)設(shè)置省煤器供水旁路

省煤器供水旁路的方法是將省煤器的進(jìn)口容器直接短路部分供水管道與省煤器出口容器之間，導(dǎo)入下降管道。供水旁路在低負(fù)荷時(shí)，通過調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)旁路供水流量，減少節(jié)煤器供水量，降低節(jié)煤器的吸熱，提高節(jié)煤器出口的煙氣溫度，達(dá)到噴射氨所需的煙氣溫度。

該方案的實(shí)施也比較簡(jiǎn)單，但該方法對(duì)煙氣溫度的調(diào)節(jié)有限，根據(jù)相關(guān)計(jì)算，在最大和最小旁路水量的狀況之間，煙氣溫度調(diào)節(jié)為10℃，煤氣節(jié)約器內(nèi)水的工作溫度增加60℃，因此煤氣節(jié)約器內(nèi)的工作溫度對(duì)煙氣溫度的變化敏感，高工作質(zhì)量的出口溫度接近或超過工作質(zhì)量的飽和溫度。因此，該措施容易導(dǎo)致省煤器內(nèi)工質(zhì)沸騰，影響單元安全運(yùn)行。此外，該措施還需根據(jù)省煤器給水量的變化分析、計(jì)算省煤器內(nèi)水動(dòng)力安全性的影響。同時(shí)添加給水旁路后勢(shì)必會(huì)造成省煤器內(nèi)給水管路溫度大幅增加，還需要對(duì)給水管路進(jìn)行溫度和強(qiáng)度校核。

（3）省煤器分級(jí)改造

省煤器分級(jí)改造，考慮將脫硝裝置的煙氣抽取點(diǎn)由原來的省煤器出口改為省煤器管組間抽取，以提高進(jìn)入脫硝裝置的煙氣溫度，即省煤器需要進(jìn)行分級(jí)改造，將部分受熱面移至脫硝反應(yīng)器后，這樣既可滿足脫硝裝置的運(yùn)行煙溫要求，又不至于使排煙溫度升高和降低鍋爐熱效率。

該方案特點(diǎn)是技術(shù)改造較復(fù)雜，要考慮空間位置和載荷，需要準(zhǔn)確計(jì)算防止SCR入口煙氣溫度超過催化劑上、下限溫度。該方法煙溫調(diào)節(jié)幅度為20-40℃，對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性無影響，但項(xiàng)目投資大，鍋爐改造和拆卸工作量大。

(4)熱水再循環(huán)系統(tǒng)

熱水再循環(huán)系統(tǒng)取自下降管，通過再循環(huán)泵到省煤器入口，采用熱水再循環(huán)系統(tǒng)可以提高省煤器入口的供水溫度，提高單元低負(fù)荷狀況下設(shè)置在省煤器后的SCR裝置入口煙氣溫度，SCR在單元低負(fù)荷狀況下仍處于正常運(yùn)行的溫度區(qū)間，提高單元低負(fù)荷下的SCR投入率。

該方法的特點(diǎn)是再循環(huán)系統(tǒng)需要加入爐水再循環(huán)泵，還需要加入一些閥門，可以提供較大的溫度調(diào)節(jié)范圍，一般不用于單元的高負(fù)荷，對(duì)鍋爐效率的影響較小，單元的低負(fù)荷狀況下SCR入口的煙氣溫度容易控制，但與設(shè)置煤氣供給器的旁路措施相同，所有負(fù)荷狀況下煤氣供給器的出口供給溫度必須低于飽和溫度，對(duì)鍋爐水動(dòng)力安全性的影響

(5)省煤器流量置換系統(tǒng)

省煤器流量置換系統(tǒng)是增加省煤器供水旁路和省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng)。該系統(tǒng)可進(jìn)一步減少省煤器的吸熱量，從而提高SCR入口煙氣溫度，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷較高時(shí)，可先利用供水旁路系統(tǒng)進(jìn)行煙氣溫度調(diào)節(jié)，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷進(jìn)一步下降時(shí)，在供水旁路不能滿足要求的前提下，打開省煤器熱水再循環(huán)系統(tǒng)，可進(jìn)一步提高省煤器出口煙氣溫度，對(duì)煙氣溫度的調(diào)節(jié)范圍較大。

這種方法對(duì)煙氣溫度的調(diào)節(jié)幅度為20-50℃，需要通過熱力計(jì)算確定不同負(fù)荷下的流量置換旁路。同樣，該措施方法也面臨著省煤器內(nèi)工質(zhì)沸騰的安全運(yùn)行問題。

此外，還可以采用提高低負(fù)荷供水溫度的方法，該方法投資大，技術(shù)系統(tǒng)復(fù)雜，同時(shí)提取蒸汽加熱供水的方法不同，需要對(duì)整個(gè)系統(tǒng)進(jìn)行熱量計(jì)算，技術(shù)系統(tǒng)復(fù)雜。

三、改造工藝方案選擇原則

鑒于鍋爐脫硝SCR催化劑設(shè)計(jì)的正常工作溫度范圍和催化劑允許使用上下限溫度范圍，即下限溫度為310℃，上限溫度為420℃，溫差為110℃。根據(jù)實(shí)際應(yīng)對(duì)負(fù)荷試驗(yàn)，確定SCR入口煙氣溫度范圍，留有一定的馀量(5-10℃)。技術(shù)措施應(yīng)保證單元大負(fù)荷下SCR入口煙氣溫度不超過催化劑最高使用溫度420℃，單元低負(fù)荷下SCR入口煙氣溫度不低于催化劑最低使用溫度310℃。

改善SCR入口煙氣溫度技術(shù)方案的選擇除了考慮技術(shù)成熟、運(yùn)行可靠、對(duì)原設(shè)施影響小等因素外，還應(yīng)結(jié)合單元實(shí)際情況，重點(diǎn)考慮

(1)在確保煙氣SCR入口溫度符合標(biāo)準(zhǔn)的情況下，盡量降低系統(tǒng)投資和運(yùn)行成本。

（2）不產(chǎn)生新的污染物和其它不利因素。

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