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北斗智库环保管家网讯：根据国家环保部的最新要求，燃煤发电机组大气污染物在达到超低排放的同时，应满足全负荷脱硝投运的要求。论述了目前实施的低负荷脱硝改造的主要措施，指出了工程改造时应注意的问题。
根据最新环保要求，机组低负荷情况下不允许脱硝退出运行。脱硝催化剂的运行温度偏离310℃～420℃时，脱硝会停止喷氨，以免对催化剂寿命造成影响。目前，由于机组调峰频繁，低负荷时省煤器出口烟温低于310℃时，脱硝系统会自动退出运行。为避免脱硝退出，满足排放标准，须对机组进行低负荷脱硝装置投运改造。目前国内多个机组均存在该问题，且全负荷脱硝技术的研究及应用也即将大面积铺开。
1背景
目前典型的600MW超临界机组，锅炉一般为超临界变压直流、前后墙对冲燃烧（或四角切圆燃烧方式）、一次中间再热、平衡通风、固态排渣煤粉炉。排烟温度约为120℃～130℃（修正后），锅炉效率一般在为93％左右，最低不投油稳燃负荷为35%BMCR（锅炉最大连续运行工况）。
烟气脱硝系统一般采用选择性催化还原（SCR）法，双烟道双反应器无脱硝旁路布置方式，脱硝还原剂采用尿素（尿素热解法）。为达到GB50223-2011火力发电厂大气污染物排放标准关于大气污染物关于NOx排放标准的要求，在锅炉最大工况（BMCR）、燃用设计煤种、处理100%烟气量的条件下，脱硝效率一般不小于80％。
SCR装置按“2+1”层布置，年利用时间按6500h考虑，投运时间按8000h考虑，装置可用率不小于98%。
2技术路线
锅炉内脱硝装置前端布置有省煤器、再热器等受热面。减少这些受热面吸收的热量，则可提高脱硝装置入口的烟气温度。通过对锅炉整个换热系统的研究分析，要降低受热面吸收的热量，最简单的办法是减少受热面面积，或减少参与换热的物质流量。
为解决低负荷时脱硝系统运行，必须提高机组低负荷工况下脱硝装置入口的烟气温度，一般有以下几种技术方案。
2.1加装省煤器烟气旁路
加装省煤器烟道旁路，在省煤器或再热器等合适的位置引出一路烟道，接在脱硝SCR装置的入口。在旁路烟道上增加调节挡板，在低负荷时，打开旁路烟气挡板，一部分未参与换热的烟气直接经烟气旁路进入SCR装置进口进行混温，提高省煤器出口的烟气温度，使脱硝装置能正常投入使用。
旁路烟气的抽取位置要根据机组实际运行情况来确定，一般情况下，抽取位置越靠近炉膛，旁路烟气温度越高，对脱硝装置入口烟温的调节能力也就越强，调节最为灵敏。同时，该部分烟气的热量由于未经换热直接排出，影响锅炉炉内受热面换热，会对机组热效率稍微有所影响。
因此，应经过热力计算来确定最佳旁路烟气抽取位置，降低对机组热经济性的影响。
另外，应综合考虑设备实际来确定旁路烟气的抽取位置。由于现有机组大多为改造工程，从节约工程量的角度，一般优先推荐旁路烟气直接从锅炉后部抽出，此时一定要注意锅炉最后一排钢架的斜撑，确保是否有管道的空间。如果该方案有一定的困难，可从锅炉侧部考虑开孔，但由于锅炉尾部省煤器等受热面在锅炉侧部一般布置有蒸汽吹灰器，锅炉钢架内设置有吹灰器平台，采取该方案时应注意锅炉的通行及检修平台的改造。
目前，电厂对旁路烟道是否加装关断门有一定的争议。工程实际经验反映，当关断门关闭时，静止的烟气中含尘量较高，粉尘会沉积在关断门周边，经常出现低负荷关断门打不开的情况，影响机组正常投运。
如果不加装关断门，在机组正常负荷运行时，小部分高温烟气会经过调节门直接进入脱硝装置，由于该部分烟气的热量未经利用，会稍微影响锅炉效率。采用烟气旁路改造方案的电厂国内相对较多，且已有多个投运业绩。
2.2加装省煤器水侧旁路
为减少省煤器给水的吸热量，将一部分给水从进入省煤器的给水管道接出，直接接到省煤器悬吊管出口集箱，为省煤器水侧旁路方案。该方案主要的特点是系统简单，设备维护工作量比较少，且改造的施工量小、工期较短、改造费用低。
但没有旁路烟气方案调节灵敏。该方案对原有系统影响最小，当锅炉在正常负荷运行时，关闭旁路上的阀门，机组仍按原设计给水系统运行，不影响机组原有热经济性。当脱硝装置入口烟温无法满足要求时，开启旁路上的阀门，该部分给水直接进入高温段受热面进行吸热，此时，锅炉效率会略有下降。
采用该方案时应重新进行锅炉的热力计算。出于提高省煤器出口烟温的目的，需流经旁路的给水量一般比较大，此时存在省煤器汽化的潜在危险。因此，采用此方案时一定要经过详细计算且留有一定的安全裕量。
2.3省煤器分级布置
省煤器分级布置是将拆除省煤器的一部分受热面，在脱硝装置出口位置增设一部分受热面。给水先经过位于脱硝装置后面的省煤器，再通过连接管引至原来未经拆除的省煤器。由于脱硝装置前省煤器受热面减少，省煤器吸热量降低，提高了脱硝装置入口的烟气温度，从而满足喷氨温度要求。
该方案的主要优点是在低负荷时省煤器出口烟气温度仍可满足脱硝催化剂运行要求。同时，锅炉效率、排烟温度和原设计差别较小。省煤器区域对原锅炉本体结构改动较小，对锅炉本体钢架影响不大[1]。
采用该方案时，应经过详细计算，由于省煤器受热面减少，脱硝装置入口烟道会有所提高，在机组正常运行时，该温度不能超过催化剂承受的420℃。由于在脱硝装置后部加装一部分受热面，需对脱硝钢结构及其基础进行校核。如不能满足时，需对脱硝钢架及其基础进行加固。
另外，由于很多电厂进行脱硝改造时没有预留加装省煤器空间，因此，能否采用该方案应根据设备布置实际情况进行确定。
2.4增设0号高加
如果提高省煤器入口给水温度，减少给水吸收的热量，则可达到提高省煤器出口烟温的目的。在回热系统增设0号高加，利用汽轮机补汽阀接口从汽轮机中倒抽汽提高给水温度[2]。该方案的主要优点是在低负荷下，可稳定提高进入低温省煤器的给水温度，从而提高烟气温度。
该方案最大的优势是使环保和节能达到统一。在保证脱硝装置安全投运的前提下，低负荷汽轮机抽汽量的增加，提高了热力系统循环效率。根据初步估算，低负荷工况下，可降低机组标煤耗1g/（kW˙h）左右；另外结合低温省煤器，可将排烟温度升高带走的热量进行回收，避免排烟损失增加。
通过对开封电厂2×660MW超临界机组在低负荷工况的理论计算，给水温度提高20℃时，可使省煤器出口烟气温度升高约10℃左右，此时，空预器出口烟温上升约5℃左右，锅炉热效率约下降0.2%。
目前，大多电厂通过设置低温省煤器，回收烟气余热，抵消排烟温度升高降低锅炉效率的影响，同时，由于设置低温省煤器，可有效利用烟气余热，机组的热经济性会有一定的提高，可另外降低机组标煤耗约0.6kg/（kW˙h）～1.0kg/（kW˙h）。
根据上海外三电厂加装0号高加后的运行结果，给水温度升高38.5℃时，烟温可上升16.0℃。因此，必须通过详细计算，来确定提高的烟气温度能否满足低负荷脱硝投运要求。但采用该方案后，对机组运行也会存在一定影响。首先，由于补汽阀处蒸汽压力和温度较高，需减温减压后才能进入0号高加，存在一定的节流损失，会稍微影响机组的经济性。其次，汽轮机补汽方式的改变，需主机厂重新对机组轴系稳定性和安全性能进行核算和评估。
再者，改造投资较大，对运行控制水平要求较高。除设备投资外，还要在主厂房找到相应位置，对原有主厂房结构进行校核计算。该方案改造工作量大，工期长，总投资比较高。
3结语
出于日益严格的环保要求，脱硝装置要求全负荷投运。目前，很多电厂面临低负荷脱硝投运改造的问题。解决的办法有加装省煤器烟气旁路、加装省煤器水侧旁路、省煤器分级布置、增设0号高加等方案。
但由于各个机组实际情况不一致，应结合工程实际情况，考虑原有设备的实际布置，考虑低负荷脱硝投运的解决方案。如省煤器烟气旁路方案及省煤器分级布置方案应考虑在实际工程中布置是否存在问题，水侧旁路方案及加装0号高加方案的水动力及效果能否满足机组实际要求等均应通过详细技术论证，以最优的技术经济性来综合考虑具体低负荷脱硝投运改造方案。
