一、概述

2014年7月1日国家新的火电厂大气污染物排放标准的实施；2015年总理工作报告中提出“推进火电厂超低排放改造”；环保部要求在《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源〔2014〕2093号）的基础上，进行“提速扩围”，2020年前完成所有机组的超低排放改造。仅仅一年多，NOX排放限制从450mg/Nm3下降到100mg/Nm3，发生了50mg/Nm3的巨大变化。

随着国家环境保护监督政策越来越严格，2015年6月19日环境保护部《关于火力发电厂SCR脱硝系统在锅炉低负荷运行中NOX超标问题的复印件》(环状〔2015〕143号)要求火力发电厂在任何运行负荷时都要达到标准排放，SCR脱硝系统的全负荷状况运行改造势在必行。

二、主要工艺路线选择

1、主要改造工艺方案简介

提高SCR入口烟气温度主要是减少SCR前烟气的散热量，目前国内应用的方法主要是安装省煤器烟气旁路、安装省煤器给水旁路、省煤器分级改造、提高机组低负荷给水温度和省煤器热水再循环改造等方法。

(1)安装省煤器烟道旁路

省煤器烟道旁路在省煤器入口前安装烟道，将高温烟道引出到SCR系统入口烟道。为了调节SCR系统入口的高温排烟量，在节煤器旁路排烟道设置挡板，在节煤器出口和旁路排烟道之间设置挡板，提高节煤器系统的排烟阻力，在低负荷下提高SCR系统入口的高温排烟流量。在锅炉高负荷的情况下，关闭节约器的烟气旁路挡板关闭的锅炉低负荷的情况下，烟气温度低于催化剂的最低喷射温度时，打开旁路挡板，使锅炉的烟气不经过煤气节约器的冷却而直接进入SCR脱硝装置，获得足够的高温烟气。

这种方法可以解决低负荷下不能运输SCR脱硝装置的问题，但以牺牲省煤器内的供水热交换和锅炉效率为代价。该方法烟气温度调节幅度为20-40℃，对烟气挡板的可靠性要求高，项目投资小。

省煤器旁路改造要求进入反应器第一层催化剂前高温排烟与低温排烟混合均匀。在空间允许的情况下，高温排烟接入点应尽量远离催化层，尽量布置在喷氨格栅和静混气的上游，可通过喷氨格栅和静混气增加干扰，促进冷热排烟的混合。

该措施的优点是系统简单，增加设备少，但也有明显的缺点，烟气旁路在低负荷投运时提高了省煤器的出口温度，提高了空预器的排烟温度，影响了锅炉的经济性，每次排烟温度增加1℃，锅炉的热效率就会下降0.5%。另外，单元高负荷撤出旁路时，省煤器进口烟气温度高，旁路烟道挡板在高温下容易变形，发生内漏，排烟温度也上升，影响锅炉的经济性。

(2)设置省煤器供水旁路

省煤器供水旁路的方法是将省煤器的进口容器直接短路部分供水管道与省煤器出口容器之间，导入下降管道。供水旁路在低负荷时，通过调节阀调节旁路供水流量，减少节煤器供水量，降低节煤器的吸热，提高节煤器出口的烟气温度，达到喷射氨所需的烟气温度。

该方案的实施也比较简单，但该方法对烟气温度的调节有限，根据相关计算，在最大和最小旁路水量的状况之间，烟气温度调节为10℃，煤气节约器内水的工作温度增加60℃，因此煤气节约器内的工作温度对烟气温度的变化敏感，高工作质量的出口温度接近或超过工作质量的饱和温度。因此，该措施容易导致省煤器内工质沸腾，影响单元安全运行。此外，该措施还需根据省煤器给水量的变化分析、计算省煤器内水动力安全性的影响。同时添加给水旁路后势必会造成省煤器内给水管路温度大幅增加，还需要对给水管路进行温度和强度校核。

（3）省煤器分级改造

省煤器分级改造，考虑将脱硝装置的烟气抽取点由原来的省煤器出口改为省煤器管组间抽取，以提高进入脱硝装置的烟气温度，即省煤器需要进行分级改造，将部分受热面移至脱硝反应器后，这样既可满足脱硝装置的运行烟温要求，又不至于使排烟温度升高和降低锅炉热效率。

该方案特点是技术改造较复杂，要考虑空间位置和载荷，需要准确计算防止SCR入口烟气温度超过催化剂上、下限温度。该方法烟温调节幅度为20-40℃，对机组经济性无影响，但项目投资大，锅炉改造和拆卸工作量大。

(4)热水再循环系统

热水再循环系统取自下降管，通过再循环泵到省煤器入口，采用热水再循环系统可以提高省煤器入口的供水温度，提高单元低负荷状况下设置在省煤器后的SCR装置入口烟气温度，SCR在单元低负荷状况下仍处于正常运行的温度区间，提高单元低负荷下的SCR投入率。

该方法的特点是再循环系统需要加入炉水再循环泵，还需要加入一些阀门，可以提供较大的温度调节范围，一般不用于单元的高负荷，对锅炉效率的影响较小，单元的低负荷状况下SCR入口的烟气温度容易控制，但与设置煤气供给器的旁路措施相同，所有负荷状况下煤气供给器的出口供给温度必须低于饱和温度，对锅炉水动力安全性的影响

(5)省煤器流量置换系统

省煤器流量置换系统是增加省煤器供水旁路和省煤器热水再循环系统。该系统可进一步减少省煤器的吸热量，从而提高SCR入口烟气温度，当机组负荷较高时，可先利用供水旁路系统进行烟气温度调节，当机组负荷进一步下降时，在供水旁路不能满足要求的前提下，打开省煤器热水再循环系统，可进一步提高省煤器出口烟气温度，对烟气温度的调节范围较大。

这种方法对烟气温度的调节幅度为20-50℃，需要通过热力计算确定不同负荷下的流量置换旁路。同样，该措施方法也面临着省煤器内工质沸腾的安全运行问题。

此外，还可以采用提高低负荷供水温度的方法，该方法投资大，技术系统复杂，同时提取蒸汽加热供水的方法不同，需要对整个系统进行热量计算，技术系统复杂。

三、改造工艺方案选择原则

鉴于锅炉脱硝SCR催化剂设计的正常工作温度范围和催化剂允许使用上下限温度范围，即下限温度为310℃，上限温度为420℃，温差为110℃。根据实际应对负荷试验，确定SCR入口烟气温度范围，留有一定的馀量(5-10℃)。技术措施应保证单元大负荷下SCR入口烟气温度不超过催化剂最高使用温度420℃，单元低负荷下SCR入口烟气温度不低于催化剂最低使用温度310℃。

改善SCR入口烟气温度技术方案的选择除了考虑技术成熟、运行可靠、对原设施影响小等因素外，还应结合单元实际情况，重点考虑

(1)在确保烟气SCR入口温度符合标准的情况下，尽量降低系统投资和运行成本。

（2）不产生新的污染物和其它不利因素。

以上由建筑网收集整理，火力发电厂SCR脱硝全负荷运行改造技术方案讨论等建筑知识可以关注建材板材网行业栏目。小建通，中签轻松。