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

1前言

陰天成為重要的環(huán)境問(wèn)題，NOx是陰天形成的重要元兇之一。燃煤對(duì)中國(guó)NOx污染物排放量占50%以上，火力發(fā)電廠鍋爐燃煤量占46%以上。因此，火力發(fā)電國(guó)NOx排放的重要來(lái)源之一。因此，中國(guó)最新的環(huán)境保護(hù)法規(guī)(GB13223-2011)嚴(yán)格要求NOx的排放限制，國(guó)家三部委在此基礎(chǔ)上提出了煤

電節(jié)能減排升級(jí)和改造行動(dòng)計(jì)劃，將NOx的排放限制降低到50mg/Nm3，實(shí)現(xiàn)了超凈排放。

SCR(可選催化還原法)脫硝技術(shù)是目前燃煤電站鍋爐的主流脫硝技術(shù)，對(duì)SCR催化劑的工作溫度有比較嚴(yán)格的要求。溫度過(guò)高會(huì)引起催化劑表面燒結(jié)，降低活性的溫度過(guò)低會(huì)影響催化劑的催化反應(yīng)活性，產(chǎn)生副反應(yīng)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(shù)規(guī)范通常要求煙氣溫度在320℃~420℃脫硝反應(yīng)。

通常，鍋爐負(fù)荷超過(guò)50%時(shí)，大部分鍋爐煤氣節(jié)約器出口煙氣溫度可滿足SCR入口煙氣溫度運(yùn)行范圍的要求，鍋爐負(fù)荷超過(guò)50%時(shí)，煤氣節(jié)約器出口煙氣溫度通常低于320℃，鍋爐負(fù)荷超過(guò)40%時(shí)，煤氣節(jié)約器出口煙氣溫度低于300℃，達(dá)到SCR脫硝系統(tǒng)退出運(yùn)行的低溫限度，SCR系統(tǒng)無(wú)法運(yùn)行，NOx排出不符合環(huán)境保護(hù)要求。

目前國(guó)內(nèi)火力發(fā)電已進(jìn)入全面過(guò)剩時(shí)代，火力發(fā)電廠年發(fā)電小時(shí)數(shù)逐年下降，2021年全國(guó)火力發(fā)電設(shè)備平均利用率創(chuàng)新低，降至3621小時(shí)。因此，在這種情況下，全國(guó)火力發(fā)電的低負(fù)荷運(yùn)行狀況隨著發(fā)電時(shí)數(shù)的減少而更加突出。

為加快能源技術(shù)創(chuàng)新，挖掘燃煤機(jī)組峰值調(diào)整潛力，提高我國(guó)火力發(fā)電運(yùn)行靈活性，全面提高系統(tǒng)峰值調(diào)整和新能源消納能力，國(guó)家能源局今年6月28日發(fā)布了《國(guó)家能源局綜合司發(fā)布火力發(fā)電靈活性改造試驗(yàn)項(xiàng)目通知》，共計(jì)16家火力發(fā)電靈活性試驗(yàn)項(xiàng)目

綜上所述，燃煤火電機(jī)組經(jīng)常低負(fù)荷運(yùn)行，政策明確，現(xiàn)實(shí)面臨。根據(jù)火力發(fā)電機(jī)組目前的運(yùn)行模式，定期低負(fù)荷運(yùn)行必然會(huì)導(dǎo)致脫硝系統(tǒng)退出運(yùn)行，導(dǎo)致NOx排放失控。因此，開展火力發(fā)電站全負(fù)荷脫硝技術(shù)的普及，火力發(fā)電機(jī)組在任何運(yùn)行負(fù)荷條件下都可以運(yùn)行SCR脫硝系統(tǒng)，是目前刻不容緩的重量

任務(wù)。

2全負(fù)荷脫硝技術(shù)

實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝的主要技術(shù)手段是在低負(fù)荷時(shí)提高SCR入口煙溫，使煙溫滿足SCR脫硝催化劑的運(yùn)行溫度要求。低負(fù)荷時(shí)提高SCR入口煙氣溫度有多種常規(guī)技術(shù)手段，主要包括:1)省煤器煙氣旁路2)省煤器工質(zhì)旁路3)省煤器等級(jí)4)回?zé)嵴羝�補(bǔ)充供水加熱(0號(hào)高)5)省煤器熱水再循環(huán)。

上述幾項(xiàng)技術(shù)均可在低負(fù)荷條件下提高SCR入口煙氣溫度，滿足SCR在30%以上負(fù)荷范圍內(nèi)運(yùn)行的需求，實(shí)現(xiàn)火電廠全負(fù)荷脫硝的技術(shù)要求。上述各種技術(shù)對(duì)比如表1所示。

表1常規(guī)全負(fù)荷脫硝技術(shù)

由表1可知，除省煤器分級(jí)外，其它各種全負(fù)荷脫硝技術(shù)都會(huì)降低鍋爐效率。另一方面，省煤器的分級(jí)改造存在高負(fù)荷SCR催化劑超溫的風(fēng)險(xiǎn)，另外，分級(jí)省煤器下游進(jìn)一步降低煙溫，設(shè)計(jì)不合理時(shí)容易引起硫酸氫銨的沉積，空預(yù)器堵塞。另外，分級(jí)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(jīng)實(shí)施業(yè)績(jī)的中溫節(jié)煤技術(shù)與全負(fù)荷脫硝技術(shù)相結(jié)合，提出了節(jié)能型全負(fù)荷脫硝技術(shù)，采用低品位煙氣馀熱置換部分高品位煙氣熱加熱工質(zhì)旁路內(nèi)的水，在提高SCR入口煙氣溫度的同時(shí)，不降低鍋爐效率。

3節(jié)能型中溫節(jié)煤器全負(fù)荷脫硝技術(shù)

3.1技術(shù)原理

本公司開發(fā)的節(jié)能型中溫節(jié)煤器全負(fù)荷脫硝技術(shù)的典型特征是雙旁路和雙運(yùn)行模式:雙旁路為空預(yù)器煙氣旁路和水側(cè)旁路(凝結(jié)水旁路和供水旁路/節(jié)煤器水側(cè)旁路)的雙運(yùn)行模式為節(jié)能模式和煙氣溫度上升模式，系統(tǒng)如圖1所示。

空預(yù)器煙氣旁路用于回收旁路煙氣熱量，旁路煙道內(nèi)設(shè)有高壓中溫節(jié)煤器和低壓中溫節(jié)煤器，高壓中溫節(jié)煤器用于加熱供水旁路高壓供水或節(jié)煤器旁路供水，低壓中溫節(jié)煤器用于加熱凝結(jié)水旁路低壓供水。

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

下連接:

1)節(jié)能模式下，單元負(fù)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(jié)煤器連接，回收煙熱，排出高壓蒸汽，增加汽輪機(jī)的工作

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

由于安裝了空氣預(yù)測(cè)器的煙氣旁路，空氣預(yù)測(cè)器加熱一次或二次風(fēng)熱不足，該技術(shù)要求啟用鍋爐風(fēng)扇。通常，鍋爐鼓風(fēng)機(jī)的有效性提高鍋爐排煙溫度，采用降低鍋爐效率的本技術(shù)后，啟用鼓風(fēng)機(jī)，在不提高鍋爐排煙溫度的條件下，可以保證空預(yù)器出口一二次風(fēng)的溫度需求。

3.2節(jié)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(fā)電機(jī)組汽車回?zé)嵯到y(tǒng)加熱器的蒸汽效率，其中1~3號(hào)加熱器為高壓加熱器，5~8號(hào)為低壓加熱器，4號(hào)為除氧器。由圖可知，隨著蒸汽吸引參數(shù)(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(tǒng)中，排汽的質(zhì)量越高，節(jié)約煤的量也越多。

節(jié)能型中溫節(jié)煤器全負(fù)荷脫硝技術(shù)，在節(jié)能模式下高壓節(jié)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(jié)煤器高壓段直接加熱節(jié)煤器旁路供水，將旁路煙氣熱量直接輸送到鍋爐供水

無(wú)論處于什么樣的運(yùn)行模式，低壓段中溫節(jié)煤器的出水都會(huì)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(shù)回收煙氣馀熱凝結(jié)水，排出5天的低蒸汽。因此，從排出蒸汽的質(zhì)量來(lái)看，節(jié)能型中溫煤炭節(jié)約器的二級(jí)換熱器排出蒸汽的質(zhì)量明顯高于通常的低溫煤炭節(jié)約器。

3.2.2減少空氣預(yù)測(cè)煙氣側(cè)壓損

中溫省煤器安裝空氣預(yù)測(cè)器旁路煙道，部分煙氣進(jìn)入旁路煙道，進(jìn)入空氣預(yù)測(cè)器煙氣流量減少，空氣預(yù)測(cè)器壓損減少，風(fēng)機(jī)耗電量減少。圖3是不同空氣預(yù)測(cè)器排煙旁路開度條件下空氣預(yù)測(cè)器排煙側(cè)壓損失隨鍋爐負(fù)荷變化的曲線圖。該圖顯示，當(dāng)空氣預(yù)測(cè)器排煙旁路開度為20%時(shí)，空氣預(yù)測(cè)器排煙側(cè)降低，如圖3所示。

3.2.3不提高鍋爐排煙溫度

投入鼓風(fēng)機(jī)后，利用低品位的熱源加熱一二次風(fēng)，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(yù)器旁路的煙道內(nèi)進(jìn)行熱回收。暖氣設(shè)備可以保證鍋爐一二次熱風(fēng)溫度基本不變，鍋爐排煙溫度不會(huì)因?yàn)榭疹A(yù)器排煙旁路的打開而提高，無(wú)論是采用蒸汽暖氣設(shè)備還是吸煙馀熱利用的暖氣設(shè)備，暖氣設(shè)備的投入都不會(huì)降低鍋爐的效率，同時(shí)也可以利用低品位的吸煙和排煙馀熱加熱冷風(fēng)，避免冷氣損失，節(jié)能效果顯著。由于空預(yù)器排煙旁路的打開，稍微降低了一二次熱風(fēng)溫度，增加了鍋爐的煤炭燃燒量，但對(duì)單元來(lái)說(shuō)還有顯著的節(jié)煤效果。

盡管低負(fù)荷下提高SCR入口煙溫，空預(yù)器入口煙溫也隨之提高，但由于設(shè)置空預(yù)器煙氣側(cè)旁路，即使投運(yùn)暖風(fēng)器，空預(yù)器出口煙氣溫度也可保持不提高。

對(duì)于常規(guī)的低負(fù)荷脫硝技術(shù)，SCR入口煙溫提高，空預(yù)器排煙溫度也會(huì)隨之提高，鍋爐效率降低，燃煤量增加。

通常的鼓風(fēng)機(jī)打開后，必然會(huì)減少預(yù)熱器的換熱量，預(yù)熱器的排煙溫度會(huì)提高，鍋爐的效率會(huì)下降。排煙馀熱通過(guò)通常的低溫節(jié)煤器可以回收馀熱，但馀熱-電轉(zhuǎn)換效率過(guò)低，超過(guò)70%通過(guò)冷源排出，節(jié)能效果差。

4工程應(yīng)用

4.1項(xiàng)目狀況

某350MW項(xiàng)目，設(shè)計(jì)工況SCR入口煙氣溫度如表2所示。當(dāng)負(fù)載低于40%THA時(shí)，SCR入口煙溫低壓300℃催化劑的最低溫度要求。

4.2全負(fù)荷脫硝技術(shù)方案

為了保證低負(fù)荷運(yùn)行條件下SCR入口煙氣溫度在300℃以上，本項(xiàng)目采用司開發(fā)的節(jié)能型中溫節(jié)煤器全負(fù)荷脫硝技術(shù)，將鍋爐單元SCR運(yùn)行負(fù)荷從50%THA擴(kuò)展到35%BMCR。50%THA以上負(fù)荷SCR入口煙草溫度不需要進(jìn)一步提高，本項(xiàng)目技術(shù)方案為50%THA以上負(fù)荷采用節(jié)能運(yùn)行模式35%BMCR~40%THA采用煙草溫度提高模式運(yùn)行，SCR入口煙草溫度提高到300℃以上。

空預(yù)器排煙旁路排煙道，旁路排煙量為19%~21%，內(nèi)設(shè)二級(jí)中溫節(jié)煤器:高壓段和低壓段。水旁路包括凝結(jié)水旁路、供水旁路、省煤器水旁路:凝結(jié)水旁路，從6號(hào)低壓加熱器入口取水，與中溫省煤器低壓段串聯(lián)，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(lián)，回水到1號(hào)高出口的省煤器水旁路，從1號(hào)高出口取水，與中溫省煤器高壓段串聯(lián)，回水到鍋爐水冷壁入口。供水旁路和省煤器水側(cè)旁路分別對(duì)應(yīng)節(jié)能模式和煙溫升降模式兩種運(yùn)行模式，按需切換運(yùn)行模式。

為了充分回收空氣預(yù)測(cè)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(shè)置低溫節(jié)煤器-暖氣設(shè)備，即低溫節(jié)煤器回收煙氣馀熱到暖氣設(shè)備系統(tǒng)加熱空氣預(yù)測(cè)器入口的一二次風(fēng)。采用閉式循環(huán)，回收煙氣馀熱，加熱一二次冷風(fēng)的介質(zhì)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(fù)荷時(shí)節(jié)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(fù)荷時(shí)節(jié)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(fù)荷超過(guò)40%的THA狀況下采用節(jié)能模式運(yùn)行，SCR入口煙溫沒(méi)有變化。

4.4節(jié)能效果分析

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

負(fù)荷下煤炭消耗量增加的節(jié)能型中溫煤炭節(jié)約器技術(shù)雖然煤炭節(jié)約量減少，但整個(gè)系統(tǒng)仍具有煤炭節(jié)約效益。

低溫節(jié)煤器+通常的全負(fù)荷脫硝技術(shù)節(jié)煤量出現(xiàn)負(fù)值，表明鍋爐效率下降增加的煤消耗不能通過(guò)低溫節(jié)煤器全部回收，綜合節(jié)煤效果差。

5結(jié)語(yǔ)

隨著電站環(huán)境排放標(biāo)準(zhǔn)的越來(lái)越嚴(yán)格，火力發(fā)電的靈活性改造的普及，全負(fù)荷脫硝的實(shí)施勢(shì)在必行。采用節(jié)能型全負(fù)荷脫硝技術(shù)，在節(jié)能的同時(shí)兼顧污染物NOx的減排，具有較高的技術(shù)推廣價(jià)值。本文介紹的節(jié)能型中溫省煤器全負(fù)荷脫硝技術(shù)在3500MW燃煤電廠SCR脫硝系統(tǒng)的應(yīng)用案例，為國(guó)內(nèi)同類型機(jī)組開展脫硝。