某燃煤发电项目宽负荷脱硝技术方案比选
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝随着经济的快速发展和工业化进程的加速推进，能源需求不断增长，同时环境污染也成为了人们关注的焦点之一。
作为传统的能源供应方式之一，火电机组在能源供应中占据着重要地位。
火电厂排放的大气污染物成为了环境保护的一个难题，其中氮氧化物（NOx）是其中的主要组成部分之一。
为了降低火电厂排放的大气污染物，保护环境，实施脱硝技术势在必行。
在火电厂中，脱硝技术是一项关键的环保工程技术，其主要目的就是降低大气中NOx的排放浓度。
在火电厂的发电过程中，机组负荷经常发生波动，特别是在深度调峰过程中，负荷波动非常大。
在火电机组深度调峰下，实施宽负荷脱硝技术成为了一项急需解决的难题，及时有效的脱硝工作，对于减少大气污染，保护环境具有重要的意义。
在火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝技术中，主要存在以下几个问题：第一，负荷波动大。
在火电机组深度调峰的过程中，机组负荷的波动幅度较大，特别是在负荷下降的情况下，NOx排放的浓度也呈现出明显的增加趋势。
这对于传统的脱硝技术来说是一种挑战。
第二，脱硝效率低。
在宽负荷下，传统的脱硝技术在运行效率和脱硝效果上都存在较大的问题。
脱硝效率低会导致排放浓度无法满足环保要求，甚至可能影响到环保部门对火电厂的正常运行。
能耗高。
传统的脱硝技术在宽负荷下会出现能耗较高的情况，这不仅增加了火电厂的运行成本，还会对环境造成不利的影响。
针对上述问题，经过多年的研究和实践，国内外专家学者逐渐意识到了深度调峰下的宽负荷脱硝技术的重要性，并对其进行了深入的探讨和研究。
在这一背景之下，不断涌现出了一系列的深度调峰下的宽负荷脱硝技术方案，为火电机组在深度调峰过程中降低NOx排放提供了全新的解决方案。
通过对脱硝催化剂的优化和改进，提高脱硝催化剂在宽负荷下的脱硝效果。
采用新型高效脱硝催化剂，能够在较宽负荷范围内保持较高的脱硝效率，大大降低NOx的排放浓度。
结合智能化控制技术，实现脱硝设备在宽负荷下的智能调节。
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝【摘要】在火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝方面，本文从研究背景和问题提出入手，探讨了深度调峰和宽负荷脱硝原理。
进一步分析了影响因素，并提出了技术实施方案。
通过对效果评估的分析，得出结论认为深度调峰下的宽负荷脱硝具有可行性。
展望未来，随着技术的不断更新和完善，该方案的应用范围将进一步扩大。
在结论总结部分，总结了该方案的优势和局限性，为今后的研究和实践提供了参考。
通过本文的研究内容，为火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝提供了理论和实践的支持，为环境保护和能源利用提供了有力的技术支持。
【关键词】火电机组、深度调峰、宽负荷、脱硝、原理、影响因素、技术实施、效果评估、可行性、展望未来、结论总结1. 引言1.1 研究背景煤炭资源的有限性和环境保护的需求使得火电厂在发电过程中面临着深度调峰和脱硝的双重挑战。
随着电力需求的日益增长，火电机组需要具备更高的调峰能力，以应对突发的负荷波动。
大气污染治理政策的不断推进也使火电厂面临更加严格的脱硝要求。
深度调峰是指火电机组在电力系统负荷波动较大的情况下，能够灵活调整发电功率以稳定系统运行。
宽负荷脱硝是指在火电机组深度调峰的情况下，实现对燃煤烟气中NOx的高效脱除。
这一技术组合能够有效提高火电厂的发电效率，降低对大气环境的影响。
目前，火电机组在深度调峰下进行宽负荷脱硝技术的研究还处于初步阶段，尚需进一步探讨其技术实施的可行性和效果评估的准确性，为火电厂的清洁生产和可持续发展提供技术支持。
1.2 问题提出在进行火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝研究时，一个重要的问题是如何实现高效的脱硝效果。
随着环保要求日益提高，火电厂需要采取有效的措施来减少氮氧化物排放，而脱硝技术是其中一种主要手段。
在深度调峰的情况下，火电机组负荷快速变化，脱硝系统的稳定性和效率面临挑战。
如何在深度调峰下实现宽负荷脱硝成为了一个迫切需要解决的问题。
2. 正文2.1 深度调峰深度调峰是指在火电厂的电力需求波动较大时，通过合理调整火电机组的运行方式和参数，使其达到最大的电力输出。
燃煤脱硫脱硝工程施工方案
燃煤脱硫脱硝工程施工方案1. 引言燃煤脱硫脱硝是目前煤电行业治理大气污染的关键环节之一。
本文档旨在提供一份燃煤脱硫脱硝工程施工方案，以指导相关施工工作。
2. 工程概述本工程主要包括燃煤脱硫设备和燃煤脱硝设备的安装和调试工作，以达到排放标准。
2.1 燃煤脱硫设备燃煤脱硫设备主要用于去除燃煤烟气中的二氧化硫。
常见的方法包括湿法石膏法、半干法法和干法碱液法。
根据具体情况选择适合的脱硫方法，并计划相应的施工流程。
2.2 燃煤脱硝设备燃煤脱硝设备主要用于去除燃煤烟气中的氮氧化物。
常见的方法包括选择性催化还原法、选择性非催化还原法和氨水喷射法。
根据具体情况选择适合的脱硝方法，并计划相应的施工流程。
3. 施工准备在正式开始施工前，需要进行一系列的准备工作。
3.1 施工方案编制根据燃煤脱硫脱硝设备的类型和安装要求，编制详细的施工方案。
方案应包括设备安装位置、管道连接方式、管道材质和尺寸、设备安装顺序等内容。
3.2 施工人员培训安排相关施工人员进行必要的培训，包括燃煤脱硫脱硝设备的操作和维护知识。
确保施工人员熟悉设备的安装和调试流程。
3.3 材料及设备准备采购所需的材料和设备，并进行验收。
确保材料和设备的质量符合要求，并存放在合适的环境中。
4. 施工步骤根据施工方案编制的步骤，进行燃煤脱硫脱硝工程的施工。
4.1 设备安装根据施工方案，按照设备安装顺序进行安装工作。
包括设备的吊装、固定和管道的连接。
4.2 调试运行安装完成后，进行设备的调试工作。
包括设备的功能测试和运行参数的调整，确保设备能够正常运行。
4.3 性能测试在设备调试运行完成后，进行性能测试。
根据国家排放标准的要求，进行燃煤脱硫脱硝设备的排放性能测试。
5. 施工质量控制在施工过程中，应加强质量控制工作，确保施工质量符合要求。
5.1 施工过程监控安排专人进行施工过程的监控，及时发现和解决施工中的问题，确保各项工作按照要求进行。
5.2 施工记录和验收对施工过程进行详细记录，包括设备安装关键节点、管道连接记录等。
锅炉宽负荷脱硝技术路线研究及实践应用
锅炉宽负荷脱硝技术路线研究及实践应用发布时间：2023-03-06T02:26:45.501Z 来源：《中国电业与能源》2022年20期作者：李伟[导读] 为解决日益严重的弃风（光、水）问题，提升新能源的消纳能力李伟大唐滨州发电有限公司山东省滨州市单位邮编：256600摘要：为解决日益严重的弃风（光、水）问题，提升新能源的消纳能力，提高火电机组的运行灵活性，使其具备深度调峰能力以适应日趋激烈的电力市场需求已成为当前火电机组有待解决的重点课题。
本文通过对现有宽负荷脱硝技术路线的分类研究及实践应用，通过改造实现了机组深度调峰能力的大幅提升。
关键词：燃煤机组深度调峰宽负荷脱硝0引言当前风、水、光等新能源发电发展迅速，但受季节、气候、地理位置等客观因素影响，清洁能源发电存在持续供应受限、峰谷差偏大等不利因素，故火电机组作为电力市场主力军的地位依然发挥着压舱石作用。
进一步提高火电机组灵活性，提升燃煤机组深度调峰能力满足电网调度要求[1]，是大多数电厂面临的重要课题。
滨州电厂机组深度调峰能力不足，主要因为50%BMCR工况时锅炉脱硝温度接近300℃运行，而脱硝投入要求SCR入口烟气最佳温度为310～420℃，偏离SCR设计温度窗口运行导致机组出现 NOx 排放超标、波动大等问题。
为解决机组面临的环保风险，需综合分析各种锅炉宽负荷技术路线并选取符合实际的改造方案，通过升级改造实现提升机组深度调峰能力的目标。
1滨州电厂1号机组锅炉结构及脱硝系统1.1锅炉结构滨州1号350MW超临界燃煤发电机组，于2015年10月25日投产。
锅炉配置上海锅炉有限公司生产的型号为SG-1120/25.4-M4411超临界变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构П型燃煤锅炉[2]。
1.2脱硝系统 1号锅炉脱硝系统采用2+1式选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝装置。
脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间，还原剂为液氨，液氨在蒸发槽中加热成氨气后与稀释风机的空气混合成氨气体积含量为5%的混合气体后送入烟气系统。
火力发电厂宽负荷脱硝方案探讨
火力发电厂宽负荷脱硝方案探讨发布时间：2022-06-21T08:37:37.629Z 来源：《中国电业与能源》2022年4期作者：陈宇驰[导读] 为减少火力发电厂锅炉运行中氮氧化物的排放，满足国家的环保要求，陈宇驰京能十堰热电有限公司湖北十堰 442000摘要：为减少火力发电厂锅炉运行中氮氧化物的排放，满足国家的环保要求，锅炉脱硝装置在运行的各负荷下均需投运，以减少烟气中氮氧化物的排放量达标。
文章主要基于现阶段国内主要用于脱硝宽负荷脱硝方案进行探讨。
关键词：火电厂、锅炉、脱硝、负荷为保证火电厂锅炉脱硝效率和设备的安全可靠运行，脱硝催化剂的投如对催化剂进口烟温有一定的要求，通常要求脱硝进口烟温不低于300℃。
在（超）低负荷工况下，脱硝装置进口烟气温度可能会低于300℃，为达到环保要求，需对锅炉进行宽负荷脱硝改造，主要方法有：省煤器分级、零号高加、烟气旁路、省煤器水旁路、蒸汽换热器、复合热水再循环等。
1）省煤器分级布置方案将省煤器分为上、下两级，SCR反应器布置在上、下级省煤器之间。
部分省煤器受热面布置在脱硝催化剂后的烟道中，脱硝装置前布置了比原设计相对较少的省煤器面积，从高负荷到低负荷，进入脱硝装置的温度都有一定幅度的提高，通过合理的选择省煤器面积，可以使宽负荷的温度都在脱硝投入要求范围内。
移至脱硝催化剂后的省煤器可以继续降低排出的烟气温度，从而保证空预器出口烟温不抬高，锅炉效率不会降低。
图1锅炉脱硝省煤器分级布置方案本方案兼顾了提温效果和安全可靠性，并且不需额外控制调节，也不影响锅炉效率，低负荷条件下经济性较好，但投资相对较大，一次汽阻力略增加。
2）烟气旁路方案设置旁路烟道将省煤器上游的烟气引入到省煤器进口（即SCR脱硝反应器进口），以提高低负荷下SCR脱硝反应器进口烟气温度的一种旁路烟道系统。
锅炉在低负荷运行时，从省煤器上游抽取烟气，通过烟气旁路在省煤器口处与主路烟气混合，从而提高SCR脱硝反应器的进口烟气温度。
燃煤火电机组热水再循环宽负荷脱硝技术的研究与应用
燃煤火电机组热水再循环宽负荷脱硝技术的研究与应用发布时间：2022-12-27T03:25:56.294Z 来源：《中国电业与能源》2022年17期作者：靳达[导读] 热水再循环宽负荷脱硝技术具有提升烟温幅度大靳达国能（天津）大港发电厂有限公司天津市 300272摘要：热水再循环宽负荷脱硝技术具有提升烟温幅度大，改动量小，改造工期短，投资少等优点。
本文对该技术在某330MW燃煤火电机组的可行性进行了分析，利用机组自有控制循环泵便可实现热水再循环，该技术应用后，在低于30%THA工况时，可以大幅提升SCR入口烟温，满足SCR脱硝装置投运条件。
关键词：火电机组；热水再循环；脱销技术1 前言随着双碳政策及国家能源结构转型的逐渐深入推进，各燃煤火电机组结合自身情况，正陆续进行灵活性改造，SCR脱硝装置入口烟温低，无法正常投运，是燃煤火电机组低负荷运行时面临的主要问题之一，也是燃煤火电机组进行灵活性改造必须解决的问题之一。
提高SCR入口烟温，实现宽负荷或全负荷脱硝主流的技术路线有：烟气旁路、分级省煤器、省煤器水旁路、热水再循环等。
各技术路线的特点比较见表1。
下面以某330MW燃煤火电机组为例进行详细的热力性能计算及可行性分析。
该机组锅炉为亚临界压力、中间一次再热控制循环炉，单炉膛Π型露天布置，四角切向燃烧，摆动喷嘴调温，平衡通风，固态排渣，全钢架悬吊结构锅炉，燃用具有中等结渣性烟煤。
热水再循环在该机组的具体方案为利用锅炉自由控制循环泵在泵出口增加两个憋压阀，憋压阀前取水引至省煤器入口，热水再循环主路管道中设有电动阀和逆止阀。
在机组负荷100MW、汽包压力为10MPa工况下，对机组进行了摸底试验，收集改造前数据作为设计边界条件，省煤器复合热水再循环的热力计算详见表2、表3。
注：改造前的数据取自摸底试验数据。
由热力性能计算可知：省煤器热水再循环流量为350t/h时，省煤器入口水温由220℃提升至261.1℃，省煤器减少吸热后，SCR入口烟温由284℃提升为304℃，提高了40℃，可以满足SCR脱硝装置投运条件。
火电机组宽负荷脱硝技术探讨
火电机组宽负荷脱硝技术探讨【摘要】利用几种提高省煤器入口烟气温度或者提高省煤器进入水温的方案，可以有效提高进入SCR入口烟气温度，使得SCR在宽负荷下正常投运，确保氮氧化物排放达到环保要求。
【关键词】负荷;省煤器;SCR1.引言近年来随着环境的恶化，国家越来越重视对于环境的保护，随着国家颁布GB13223-2011并实施后，大量的火电锅炉都配有脱硝（SCR）装置，而SCR催化剂的正常运行对进口烟气温度具有一定要求（310～420℃），对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化，通常按照锅炉正常负荷的省煤器出口烟温设计，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求。
目前，火电机组基本参与调峰，这就造成锅炉经常会运行在低负荷段，而锅炉在低负荷阶段，省煤器出口烟气温度偏低，过低的烟气温度不能满足脱硝系统的连续、稳定的投运要求，所以解决低负荷时脱硝入口烟气温度偏低的问题成为关注的焦点。
2.机组运行主要问题目前降低氮氧化物主要方式是采用低氮燃烧器并加装脱硝装置。
采用最新的低氮燃烧器一般能保证脱硝入口氮氧化物浓度在120-250 mg/Nm3，然后通过加装脱硝装置将氮氧化物降至100 mg/Nm3以下。
实际运行中，由于负荷低，造成脱硝入口温度低，脱硝装置被迫处于退出状态。
表1分别为300MW亚临界、600MW超临界以及1000MW超超临界机组省煤器入口温度与负荷对应关系图。
表1 机组省煤器出口烟气温度和负荷对应关系从上表可以看出，600MW及以下机组负荷低于50%时就就存在脱硝入口温度低，脱硝设备退出问题。
2014年7月1日新的环保标准实施后，这对一些机组运行提出了更高的要求。
3.宽负荷脱硝主要技术手段3.1 新建机组3.1.1 设置多级省煤器，增加空预器热负荷对于新建机组，在设计初可以采用重新分配受热面，如采用多级省煤器技术，将SCR放在二级省煤器之间，同时可以从新考虑空预器换热量，将部分热负荷放置在空预器，增加空气预热器换热面积，提高省煤器出口烟气温度，实现全负荷脱硝。
1000MW超超临界机组宽负荷脱硝解决方案
1000MW超超临界机组宽负荷脱硝解决方案摘要：本文针对1000MW机组在低负荷情况下如何解决脱硝装置的正常投运问题提出了0号高加的设计方案，并进行了充分认证，使得锅炉在参与深度调峰的情况下，脱硝系统催化剂仍能在允许的烟温区高效运行，降低了环保排放超标的风险。
关键词：脱硝氮氧化物 0号高加0引言随着国家环保政策和监督力度的加强，针对燃煤机组锅炉污染物排放指标要达到超低排放的要求，烟气中氮氧化物处理目前主流技术路线是采取低氮燃烧技术+脱硝装置，烟气脱硝多采用选择性催化还原法，经验表明，钒钨钛系催化剂活性反应窗口温度320℃～420℃，最佳反应温度窗口集中在340℃～380℃，当烟气温度低于催化剂反应的适宜温度时，催化剂会发生副反应，生成物会附着在催化剂的表面，堵塞催化剂的通道和微孔，降低催化剂的活性，温度过高又会使催化剂微观结构高温烧结现象，彻底丧失活性。
因此如何保证锅炉在低负荷情况下烟气温度能满足催化剂运行温度成为关键。
1机组概况长治发电有限责任公司一期两台1000MW超超临界机组，锅炉为超超临界参数、单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢结构、全悬吊半露天布置直流塔式炉。
燃烧方式为四角切圆，燃烧器为高级复合强化低氮燃烧器，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，每炉1台反应器，催化剂层数按“3+1”模式布置，吸收还原剂采用气氨，由尿素热解装置制备；汽轮机为超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、直接空冷凝汽式，型号为CZK1034-28/0.5/600/620，给水回热级数8级。
锅炉负荷在50%～40%THA工况下烟温不能满足脱硝装置运行条件，必须退出脱硝系统运行，这样就给锅炉排放指标带来极大考验，超标运行将受到环保部门的严厉考核，不仅给公司经济效益造成损失，而且带来环保涉事风险。
2解决方案锅炉在低负荷下给水温度相应降低，导致省煤器出口烟温也降低，造成脱硝系统不能正常运行。
如能在低负荷下提高给水温度，那么烟气温度也就不至于降低很多。
某300MW机组20%TRL工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨
第３期 收稿日期：２０１８－１１－０８作者简介：杨 坤（１９８４—），男，工程师，从事电力环保咨询服务工作。
某３００ＭＷ机组２０％ＴＲＬ工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨杨 坤１，申伟伟２，王 羽１（１．北京国电智通节能环保科技有限公司，北京 １０００５３；２．国家电投集团中电神头发电有限责任公司，山西朔州 ０３６０１１）摘要：为应对全国范围内可再生能源消纳，部分区域负荷波动大，机组调节困难等问题。
进行灵活性改造，提高机组深度调峰能力的燃煤电站在市场中更具备竞争力。
改造过程中，由于低负荷造成的氮氧化物排放超标属于重点和难点。
本文通过２０％ＴＲＬ工况下改造方案，探讨改造可能产生的问题，并提出解决方案。
关键词：脱硝系统；灵活性改造；３００ＭＷ机组中图分类号：Ｘ７８４ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００８－０２１Ｘ（２０１９）０３－００８３－０２ 随着电网容量的增加和用电结构的变化，电网峰谷负荷差值逐渐增大，对调峰电源的需求也逐渐升高。
大容量机组在我国各大电网占有的比例越来越大，因而大容量机组参与调峰运行已成必然趋势。
提高火电机组的灵活性，为国内清洁能源让路，在保证电网稳定运行的前提下，燃煤机组要求锅炉在机组≤３０％额定负荷条件下能够稳定运行，同时降低锅炉出口ＮＯＸ的排放值。
提高电厂锅炉投运稳定灵活性，实现深度调峰（低负荷运行），快速启停，爬坡能力加强。
火力发电厂“超低负荷灵活性稳定运行”改造工作势在必行［１－３］。
本文所分析机组是哈尔滨锅炉厂有限公司设计制造的配３００ＭＷ汽轮发电机组的亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料为褐煤。
本文以２０％ＴＲＬ目标进行脱硝系统改造方案的分析和探讨。
１ 宽负荷脱硝改造方案２０％ＴＲＬ试验期间，ＳＣＲ入口烟温在２９２℃，故需要考虑对ＳＣＲ系统进行全负荷脱硝研究。
通常ＳＣＲ装置的最佳反应温度范围为３００～４００℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化，通常按照锅炉正常负荷的省煤器出口烟温设计，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求。
西柏坡电厂宽负荷脱硝改造技术论证
西柏坡电厂宽负荷脱硝改造技术论证关键词：宽负荷脱硝脱硝技术 SCR电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，介绍了现有宽负荷脱硝技术，论述了各自的原理及优缺点，给出了宽负荷脱硝该造技术方案选取建议并介绍了我公司的改造方案。
1引言目前，应用较为广泛的烟气脱硝技术为选择性催化还原法(SCR )。
为满足SCR催化剂的温度窗口，在SCR反应器的设计过程中一般要求入口烟气温度为320℃的设计过程中。
实际运行过程中，由于锅炉负荷受电网控制，无法长期高负荷运行，部分锅炉运在50%负荷以下时，SCR入口烟温低于320℃，使得SCR无法正常运行，造成NOx排放浓度超低、催化剂失活、氨逃逸增加等。
因此，有必要采用宽负荷脱硝技术来满足NOx排放要求，实现最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求。
2宽负荷脱硝技术河北西柏坡第二发电有限责任公司为了落实国家及地方政策对火电企业更高的节能和环保要求，计划对#5、#6机组进行增容提效改造，同时为了适应国家环保政策的要求，满足燃煤锅炉宽负荷氮氧化物达标排放的要求，对锅炉进行了宽负荷脱硝改造，通过对目前国内应用的宽负荷脱硝技术进行全方面对比论证，结合实际运行情况和空间结构，选取了适合本项目的具体改造方案。
最后结合增容改造方案提出了本项目改造的范围。
2.1锅炉增容改造的必要性河北西柏坡第二发电有限责任公司积极执行国家相关政策，为了降低电厂的供电煤耗，达到国家规定的节能和减排相关指标，已经确定了汽机的增容提效改造方案：机组由600MW增容至640MW，同时进行汽轮机通流改造。
为了确保#5、#6机组达到国家的相关指标并配合汽机的通流改造，锅炉必须相应进行640MW的增容改造。
2.1.1锅炉设备概况河北西柏坡第二发电有限责任公司#5、#6锅炉为北京巴威公司按美国BW公司SWUP系列锅炉技术标准，结合本工程燃用的设计、校核煤质特性和自然条件，进行性能结构优化设计的超临界参数SWUP 锅炉。
锅炉为超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的π型锅炉，锅炉配有带循环泵的内置式启动系统。
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某燃煤发电项目宽负荷脱硝技术方案比选
发表时间：2019-11-18T10:45:06.877Z 来源：《中国电业》2019年第14期作者：王雷
[导读] 为满足日益提高的环保排放要求，本文介绍了五种宽负荷脱硝技术方案特点。
摘要：为满足日益提高的环保排放要求，本文介绍了五种宽负荷脱硝技术方案特点，同时分析了各方案的使用条件和优缺点，结合某燃煤发电项目，在进行技术经济全面比较的基础上，选择出最适合本工程的技术方案，为今后锅炉宽负荷脱硝和安全经济的机组运行做好准备。
关键词：燃煤电厂宽负荷脱硝环保排放
某燃煤发电项目位于埃及西奈半岛，规划装机容量为四台660MW的超临界燃煤机组，煤源拟采用南非、印尼、澳大利亚等进口烟煤，烟气排放要求符合埃及当地／国际法规、法律和标准，并且进一步要求符合在项目实施期间，生效的、最新的、适用的埃及法律。
鉴于当前国际上日益提高的环保排放要求，结合某燃煤发电项目，在进行技术经济全面比较的基础上，选择出最适合本工程的技术方案，为今后锅炉宽负荷脱硝和安全经济的机组运行做好准备，特进行宽负荷脱硝技术方案比选工作。
一、某燃煤发电项目设计背景
1.1设计煤种
电厂将在基荷下运行，具有下列基本设计参数：
设计寿命 30年
要求的平均可用性 85 %
每台机组的总的连续出力 660 MW
只用煤时的最低稳燃负荷 40％汽机最大连续出力（TMCR）
表1 某燃煤发电项目主要设计参数
表2 典型的煤成份
1.2气体排放
本项目的气体排放，包括NOx排放将在烟囱出口测量时，且是6％体积比O2的干烟气折算而得。
电厂的总体气体排放不得超过下列极限［基于24小时的IFC指南和埃及法律］：
表3 烟气排放限值
注：（1）在选择了IFC指南的情况下，可研中不需要用SCR（选择性催化还原）脱硝。
（2）排放极限应按照埃及法令1095／2011，或者是项目实施期间生效的、最新的、适用的埃及法律。
当有任何新的法规出现时，将评估它们对燃煤电厂的任何影响。
二、宽负荷脱硝方案
本报告基于解决在燃煤最低稳燃40%TMCR负荷至100%TMCR区间的宽负荷脱硝。
SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低反应可在较低的温度条件（320~420℃）下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。
锅炉高负荷时，该区域的温度在380℃左
右；低负荷时，该区域的温度在270℃左右。
所以，解决全负荷锅炉脱硝，需从提高省煤器进水温度，降低烟气换热和保证区域烟气温度，符合SCR催化剂反应为研究方向。
脱硝装置进口的烟气温度问题，可以根据电厂实际情况的不同采用多种方案：提高给水温度、省煤器水旁路、旁路烟道、减少省煤器增加空预器、分级省煤器等。
下面就不同方案的差异进行对比。
2.1提高给水温度
本方案的原理为提高给水温度，减少省煤器的冷端换热温差，以减少省煤器对流换热量，使省煤器出口烟气温度提高。
提高给水温度的方案可采用辅助蒸汽加热，类似于高加作用。
某电厂改造时，从高压缸第二级叶片的缸体预留口抽气，增设前置加热器（或叫#0高加）加热给水温度。
在低负荷时，通过抽气调节门将适量的蒸汽通过前置加热器加热低温省煤器进水温度，温度逼近300℃，从而提高低负荷时该区域烟温。
抽气调节阀随着负荷的变化，进行开度调整，满足一定需求的加热蒸汽，从而保证低温省煤器进水温度。
优点：低负荷时，排气可加热省煤器进水；水侧调节，安全可靠性高；系统相对简单，由管道、阀门和加热器组成。
缺点：省煤器水侧换热系数大，提高较多的给水温度才能满足提高烟温的目的；给水温度逼近300℃，省煤器易气蚀；增加前置加热器系统和设备改造费用较大；前置加热器不方便停用，省煤器出口烟气温度升高对锅炉效率有一定影响。
2.2省煤器水旁路
本方案同样是水侧的调节方法，上海漕泾发电有限公司2*1000MW燃煤机组通过改造——增加省煤器旁路（见下图），使进入省煤器的给水流量减少，未通过省煤器受热面的水量通过旁路管道直接进入省煤器出口管道，从而降低省煤器的换热量，使省煤器出口烟气温度提高，进入SCR反应器的烟气温度能够满足SCR反应器投运的适用温度。
根据漕泾电厂锅炉的运行情况，改造前省煤器的出口烟温40%负荷下为315℃左右，气温低时会到309℃，不能实现脱硝装置的宽负荷运行要求。
改造后机组450MW、400MW工况下，宽负荷脱硝调温阀开至100%，烟气为323℃，能实现脱硝装置的宽负荷运行要求。
优点：水侧调节，安全可靠性高；改造系统相对简单，由管道、阀门组成；投资费用低。
缺点：锅炉热效率降低；调节速度迟缓；水侧换热系数大，需旁路掉比较大比例的流量才能达到比较高的烟温提升效果。
而旁路过多流量，会导致省煤器汽化，影响安全。
所以该方案比较适合用于要求温升较低的情况。
2.3旁路烟道
原理：在省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分烟气至SCR接口处，设置烟气挡板，增加部分钢结构。
在低负荷时，通过抽取烟气加热省煤气出口过来的烟气，使低负荷时SCR入口处烟气温度在实际运行中达到320℃以上。
优点：提高烟温的效果较好；投资成本相对较低，实施简单
缺点：安全、稳定、可靠性较差；烟气侧的调节难度较大，一方面抽烟气口、送烟气口都会给原有的烟气流场增加扰动，烟气的混合不容易均匀，或者为达到均匀的目的，增大了烟气测阻力。
另一方面，高负荷下，抽烟气口关断挡板工作工况恶劣，设备易发生故障。
如果长期不在低负荷运行，也就是挡板门处于常闭状态，可能会导致积灰、卡涩打不开。
可能导致排烟温度升高10~20℃，影响机组经济性（热效率可能降低0.5~1%）。
并且，对电厂的运行控制方式带来一定的改变。
第三，针对双烟道挡板调温锅炉，尾部烟井是双烟道的形式，抽取烟气时只能从后烟道抽，低负荷时后烟道的烟气量比前烟道少很多，从后烟道抽取烟气能力有限，对提高省煤器出口烟温的调节能力也有限，可能会达不到低负荷脱硝的要求。
第四，由于后烟井是通过尾部挡板控制烟气量的，在调节抽烟气口关断挡板来抽取烟气时，除了会影响后烟井中后烟道的烟气，也会影响到前烟道中的烟气，所以抽取烟气的量很难准确控制。
2.4减少省煤器
原理：通过减少省煤器的受热面，提高该区域排烟温度，使脱硝装置符合反应温度。
但该方案影响锅炉的排烟温度，降低锅炉效率，运行中是不可调整方案。
特别需要考虑减少受热面后对锅炉满负荷工况的省煤器出口烟气温度的影响，防止在高气温和高负荷工况对SCR催化剂的影响。
（一般要求不超过400℃）。
2.5分级省煤器
原理：在进行热力计算的基础上，将原有省煤器部分（靠烟气下游部分拆除），在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。
给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。
通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口温度计算值在320℃以上的目的，以保证SCR可以在最低稳燃负荷以上所有负荷正常运行。
烟气通过SCR反应器脱氮之后，进一步通过SCR反应器后的省煤器来吸收烟气中的热量，以保证空气预热器进、出口烟温基本不变，也就是说，在保证SCR在
40%-100%负荷正常投运的同时，保证锅炉的热效率等性能指标不受影响。
优点：不改变过路整个热量分配和运行，随负荷变动可调节范围大，排烟温度基本保持不变，锅炉运行经济性得到保证。
兼顾了提温效果和安全可靠性，并且不需额外控制调节，也不影响锅炉效率。
缺点：对于改造机组，新增省煤器受热面与连接管道，投资相对较大，一次汽阻力略增加。
而对于新建机组，无需新增省煤器受热面，仅分级布置，增加连接管道，投资较小。
2.6方案对比
表4 宽负荷脱硝技术方案对比分析。