节能型中温省煤器全负荷脱硝技术探讨

北极星环保网讯:节能型中温省煤器全负荷脱硝技术，采用空预器烟气旁路和水侧旁路的双旁路技术方案，运行中根据SCR入口烟温情况采取节能模式或烟温提升模式两种模式切换运行，实现SCR低负荷脱硝的同时达到节煤的效果，与常规低负荷脱硝技术及低低温省煤器技术相比具有显著的节能优势。

本公司在某350MW新建机组采用节能型中温省煤器全负荷脱硝技术，在40%THA之上负荷采用节能运行模式，在该负荷之下采用烟温提升运行模式。本技术在THA负荷下可降低煤耗4.13g/kWh，30%THA~40%THA负荷范围内节煤1.04~1.17g/kWh;常规低低温省煤器+常规低负荷脱硝技术，在THA负荷下可降低煤耗1.99g/kWh，30%THA~40%THA负荷范围内增加煤耗0.08~0.75g/kWh。因而无论在高负荷节能模式还是低负荷烟温提升模式，本技术均具有显著的节煤效果。

关键词：全负荷脱硝;节能;中温省煤器;暖风器

1前言

雾霾已成为重要的环境问题，而NOx是雾霾形成的重要元凶之一。燃煤对我国NOx污染物排放量占比50%之上，而火电厂锅炉燃煤量占比46%之上。因而火电厂是我国NOx排放的重要源头之一。为此，我国最新的环保法规(GB13223-2011)对NOx的排放限值作了严格要求，且国家三部委在此基础上提出了《煤电节能减排升级与改造行动计划》，将NOx的排放限值降低到50mg/Nm3，实现超净排放。

SCR(选择性催化还原法)脱硝技术是目前燃煤电站锅炉的主流脱硝技术，SCR催化剂的工作温度有比较严格的要求。温度过高会引起催化剂表面烧结而降低活性;温度过低会影响催化剂的催化反应活性，并发生副反应生成硫酸氢铵，粘结在催化剂表面并堵塞孔隙，降低催化剂活性。为此，SCR技术规范通常要求烟气温度在320℃~420℃行脱硝反应。

通常情况下，锅炉负荷高于50%时，大部分锅炉省煤器出口烟气温度能够满足SCR入口烟气温度运行范围的要求;在锅炉负荷低于50%省煤器出口烟气温度通常会低于320℃，锅炉负荷低于40%时省煤器出口烟气温度低于300℃，达到SCR脱硝系统退出运行的低温限值，SCR系统不能投运，导致NOx排放达不到环保要求。

当前国内火力发电已进入全面过剩时代，火力发电厂年发电小时数逐年下降，2016年年全国火电设备平均利用率创新低，降低到3621小时。因而在此情况下全国火电低负荷运行状况随着发电小时数的降低将更为突出。

为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，国家能源局今年6月28日下发了《国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，共计16家提升火电灵活性试点项目。

综上，燃煤火电机组经常性低负荷运行，已在政策上明确、现实上面临。按照火电机组当前的运行模式，经常性低负荷运行必然会引起脱硝系统退出运行进而导致NOx排放的失控。所以开展火电厂全负荷脱硝技术的推广，使火电机组在任何运行负荷条件下都可以将SCR脱硝系统投入运行，是当前刻不容缓的重任。

2全负荷脱硝技术

实现全负荷脱硝的主要技术手段是在低负荷时提高SCR入口烟气温度，使烟气温度满足SCR脱硝催化剂运行温度要求。低负荷时提高SCR入口烟气温度有多种常规技术手段，主要包含有：1)省煤器烟气旁路;2)省煤器工质旁路;3)省煤器分级;4)回热抽汽补充给水加热(0号高加);5)省煤器热水再循环。

上述几种技术均可在低负荷条件下提高SCR入口烟气温度，可满足SCR在30%以上负荷范围内运行的需求，从而实现火力发电厂全负荷脱硝的技术要求。上述各种技术对比如表1所示。

表1常规全负荷脱硝技术

由表1可知，除省煤器分级外，其它各种全负荷脱硝技术都会降低锅炉效率。而省煤器分级改造，存在高负荷SCR催化剂超温的风险，且分级省煤器下游进一步降低烟温，设计不合理的情况下易引起硫酸氢铵的沉积，导致空预器堵塞。此外，分级省煤器要求布置在SCR出口，通常悬挂在SCR下方，改造难度较大。

本司将已有实施业绩的中温省煤器技术和全负荷脱硝技术融合在一起，提出一种节能型全负荷脱硝技术，即“节能型中温省煤器全负荷脱硝技术”，采用低品位的烟气余热置换部分高品位的烟气热量加热工质旁路内的水，实现提高SCR入口烟温的同时不降低锅炉效率。

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