北极星环保网讯: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。
关键词：脱硝装置；省煤器；0号高加
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。
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