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近几年环境污染问题日益突出,引起了国家及社会大众对节能减排的重视。NOx作为燃煤电站的主要大气污染物之一,是形成光化学烟雾和酸雨的一个重要原因。国家环保部门自上世纪90年代就对燃煤电厂锅炉的NOx排放做出了限制,并在随后历经多次修订,不断提高限排标准。2015年12月2日,国务院总理李克强召开国务院常务会议,决定全面实施燃煤电厂超低排放,其中要求NOx排放小于<50mg/m3。
SCR(Selective catalyst reduction)法是目前燃煤电厂广泛采用的烟气脱硝技术,它是一种炉后脱硝技术,是利用还原剂(NH3)在金属催化剂的作用下,选择性地与NOx反应生成N2和H2O。催化剂大多以TiO2为载体,以V2O5、V2O5—WO3或V2O5—MnO3为活性物。
不同催化剂有不同的适宜反应温度,通常工作温度范围为310℃—420℃[1-2]。脱硝装置入口烟温随锅炉负荷降低而降低,如脱硝装置入口烟温低于催化剂适宜的反应温度,不但使催化剂活性降低,影响脱硝效率,而且还会生成硫酸氢氨(烟气中的SO3与NH3反应生成),从而导致催化剂和空预器堵塞,给设备安全稳定运行带来隐患。
2012年之前，因NOx排放要求相对较低，在燃煤火电厂设计时，为满足较高的经济性，一般按较低的排烟温度进行设计。这导致目前大部分电厂在低负荷工况时，脱硝装置因入口烟温低于催化剂反应温度而退出运行。因此，适应机组低负荷工况脱硝是很多燃煤电厂亟待解决的问题。
1研究对象
某厂装机2×1000MW超超临界燃煤机组，锅炉是由上海锅炉厂引进ALSTOM技术设计制造SG-3093/27.46-M533超超临界Π型锅炉，汽轮机为上海汽轮机厂引进西门子技术生产N1000-26.25/600/600超超临界机组，1、2号机组分别于2010年10月和2011年4月投入运行。
机组同步配套SCR法脱硝装置，催化剂基材为TiO2，活性物质为V2O5—WO3，催化剂的最低运行温度为307℃（厂家推荐值）。当机组负荷低于450MW时，省煤器出口烟温即低于307℃，导致脱硝装置退出运行。近年来，随着经济增速放缓，发电机组利用小时逐年减少，低负荷运行时间不断增长，脱硝投运率也随之下降。2014年，1、2号机组脱硝投运率分别为72%、83%。
2方案研究
解决机组低负荷工况脱硝受限问题，关键在于提高SCR入口烟温（省煤器出口烟温）。目前，有效的方案主要有四种：省煤器水侧旁路、省煤器烟气侧旁路、分级省煤器以及回热抽汽补充给水加热。
2.1省煤器水侧旁路
省煤器水侧设置旁路，是将部分省煤器给水管路增加旁路，机组低负荷运行时，通过减少通过省煤器的给水量，使烟气放热量相应减少，从而达到提高省煤器出口烟温的目的。但此方案要求被旁路的给水量不能太大，否则省煤器容易产生超温现象。另外，旁路量不太大时也有可能发生汽水两相混合不均情况。因此，需大幅提升烟温时不适宜采用此方案，而且采用该方案还面临运行控制困难和经济性下降等问题。
2.2省煤器烟气侧旁路
在省煤器高温段烟道上开孔，抽一部分高温烟气至SCR入口处，旁路烟道通过挡板来实现关断和烟气量调节。机组低负荷时，通过抽取较高温烟气与省煤器出口过的低温烟气混合，以满足SCR投运要求。该方案投资成本相对较低，烟温调节迅速、准确，但对挡板严密性和可靠性要求高，一旦出现泄漏，高负荷时，SCR催化剂将面临超温破坏的风险。
另外，烟气流场改变后，对整个汽水系统的热量分配不利，可能影响锅炉的出力、效率，甚至燃烧稳定性。
2.3分级省煤器
将原省煤器改造为二级，第一级仍处于SCR前，第二级布置于SCR后，这样既可维持最终排烟温度不变，保证机组经济性，又实现了提高了SCR入口烟温得目的。另外，采用该方案不改锅炉运行方式，对超低负荷适应性好。但该方案也存在改造工程量大、对场地要求高和投资大等问题[3]。
2.4回热抽汽补充给水加热
回热抽汽补充给水加热技术是通过改造汽机回热系统，提高机侧给水温度，以实现提高SCR入口烟温的目的。该方案需选取一路较原一号高加抽汽更高参数的汽源，该汽源可用做一号高加在低负荷阶段的备用汽源，也可在有新增0号高加时，被抽入0号高加，用以加热给水。
该方案对烟温调节幅度大，在一定条件下还可以提高热力循环效率（视给水温度而定），使经济性提高。但如新增0号高加，则存在工程量大、对场地要求高和投资大等问题。
本项目研究对象汽轮机是西门子1000MW超超临界机组，其独具的补汽阀技术（补汽口位于一段抽汽口前），可用来改造为一号高加备用汽源。采用该方案，还存在对机组现有结构改动小（仅增加阀门和管道）、投资低、实施工期短、系统简单等优点。因此，该类型机组采用回热抽汽补充给水加热技术具有先天优势。
3方案应用
3.1改造情况
某厂2×1000MW超超临界燃煤机组采用“回热抽汽补充给水加热”的改造方案。新增的抽汽用做原一号高加的备用汽源，当机组负荷低于450MW时，给水加热切换为备用汽源。新增系统命名为0段抽汽系统，其有2种设置方式，分别为：
方案一：从高压缸补汽进口处反向抽出蒸汽（此时补汽阀处于关闭状态以隔离主蒸汽），抽汽经电动闸阀、气动逆止阀后，进入气动调节阀和蒸汽减温器，减温、减压后蒸汽分别接入1A高压加热器和1B高压加热器。
减温水从再热器减温水母管引出，经手动截止阀、过滤器、喷水调节阀组、逆止阀后喷入减温器。
方案二：西门子1000MW超超临界机组补汽阀无法正常投运（补汽阀投运时会使#1轴承轴振大幅爬升），处于闲置状态，因此方案二在方案一的基础上，利用补汽阀良好的控制性能，将其改造为0段抽汽调节阀。
该厂1、2号机组分别于2015年3月和2015年10月完成低负荷脱硝改造，其中1号机按照方案一实施，而2号机则执行方案二。1、2号机组改造总费用为1045万元，较原计划采用的分级省煤器改造方案（两台机工程总预算6744万元）节省投资约5699万元。另外，单台机组实施工期约1个月，比采用分级省煤器方案节省工期1个月。
3.2应用效果
该厂1、2号机组低负荷脱硝改造完至今已分别投运16个月和9个月，相关系统及设备运行良好，详细应用效果说明如下：
（1）投运0段抽汽可使给水温度明显提高，机组低负荷脱硝受限问题得以彻底解决，在机组正常运行及滑参数停机全过程都可保持脱硝装置正常投运；另外，机组启动时，在暖机阶段即投入0段抽汽，则脱硝装置可在并网后约半小时内正常投运。据统计，改造完后，1、2号机组负荷率分别为59.88%、61.98%，比2014年均降低，但脱硝投运率却分别达到了99.21%、99.54%，基本实现了全负荷脱硝。
（2）该项目除满足环保要求外，还具有一定经济效益，机组性能试验结果表明：在低负荷（400MW）阶段投运0段抽汽时，机组热耗率随给水温度提高而呈现先升后降的趋势，如图1。当给水温度提高到265℃时，可使机组平均供电标煤耗降低0.4g/kW-h。
图1给水温度与热耗率试验曲线
4结束语
虽然目前大多数燃煤电厂均存在低负荷脱硝受限的问题，但通过合理的技术改造，提高SCR入口烟温，以满足催化剂运行要求，是完全可以实现的目标。综上研究，笔者认为，“回热抽汽补充给水加热”是相对较好的方案，其特别适应用具有补汽阀技术的西门子1000MW/600MW超超临界机组，不仅能提高机组经济性，还存在对机组现有结构改动小（仅增加阀门和管道）、投资低、实施工期短、系统简单和运行维护方便等诸多优点，值得在此类型机组全面推广。
参考文献：
[1]蒋妮娜,吴其荣，等.火电厂低负荷脱硝研究［J］.能源与环境，2014,4:76-78.
[2]王磊,李海军,等.1000MW机组SCR脱硝系统运行中的问题分析[J].电力安全技术，2015,17(1):44-46.
