太阳成年版app下载(中国)有限公司

我企业在某350MW新建单元采用节能型中温节煤器全负荷脱硝技术，40%THA以上负荷采用节能运行模式，在该负荷下采用烟温上升运行模式。本技术在THA负荷下可以降低煤耗4.13g/kWh，在30%THA~40%THA负荷范围内节约煤耗1.04~1.17g/kWh的通常低温煤耗+通常低负荷脱硝技术，在THA负荷下可以降低煤耗1.99g/kWh，在30%THA~40%THA负荷范围内煤耗0.08~0.75g/kWh因此，无论是高负荷节能模式还是低负荷烟草温度上升模式，本技术都具有显着的节煤效果。

1前言

阴天成为重要的环境问题，NOx是阴天形成的重要元凶之一。燃煤对中国NOx污染物排放量占50%以上，火力发电厂锅炉燃煤量占46%以上。因此，火力发电国NOx排放的重要来源之一。因此，中国最新的环境保护法规(GB13223-2011)严格要求NOx的排放限制，国家三部委在此基础上提出了煤

电节能减排升级和改造行动计划，将NOx的排放限制降低到50mg/Nm3，实现了超净排放。

SCR(可选催化还原法)脱硝技术是目前燃煤电站锅炉的主流脱硝技术，对SCR催化剂的工作温度有比较严格的要求。温度过高会引起催化剂表面烧结，降低活性的温度过低会影响催化剂的催化反应活性，产生副反应生成硫酸氢铵，粘在催化剂表面堵塞孔隙，降低催化剂活性。因此，SCR技术规范通常要求烟气温度在320℃~420℃脱硝反应。

通常，锅炉负荷超过50%时，大部分锅炉煤气节约器出口烟气温度可满足SCR入口烟气温度运行范围的要求，锅炉负荷超过50%时，煤气节约器出口烟气温度通常低于320℃，锅炉负荷超过40%时，煤气节约器出口烟气温度低于300℃，达到SCR脱硝系统退出运行的低温限度，SCR系统无法运行，NOx排出不符合环境保护要求。

目前国内火力发电已进入全面过剩时代，火力发电厂年发电小时数逐年下降，2021年全国火力发电设备平均利用率创新低，降至3621小时。因此，在这种情况下，全国火力发电的低负荷运行状况随着发电时数的减少而更加突出。

为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组峰值调整潜力，提高我国火力发电运行灵活性，全面提高系统峰值调整和新能源消纳能力，国家能源局今年6月28日发布了《国家能源局综合司发布火力发电灵活性改造试验项目通知》，共计16家火力发电灵活性试验项目

综上所述，燃煤火电机组经常低负荷运行，政策明确，现实面临。根据火力发电机组目前的运行模式，定期低负荷运行必然会导致脱硝系统退出运行，导致NOx排放失控。因此，开展火力发电站全负荷脱硝技术的普及，火力发电机组在任何运行负荷条件下都可以运行SCR脱硝系统，是目前刻不容缓的重量

任务。

2全负荷脱硝技术

实现全负荷脱硝的主要技术手段是在低负荷时提高SCR入口烟温，使烟温满足SCR脱硝催化剂的运行温度要求。低负荷时提高SCR入口烟气温度有多种常规技术手段，主要包括:1)省煤器烟气旁路2)省煤器工质旁路3)省煤器等级4)回热蒸汽补充供水加热(0号高)5)省煤器热水再循环。

上述几项技术均可在低负荷条件下提高SCR入口烟气温度，满足SCR在30%以上负荷范围内运行的需求，实现火电厂全负荷脱硝的技术要求。上述各种技术对比如表1所示。

表1常规全负荷脱硝技术

由表1可知，除省煤器分级外，其它各种全负荷脱硝技术都会降低锅炉效率。另一方面，省煤器的分级改造存在高负荷SCR催化剂超温的风险，另外，分级省煤器下游进一步降低烟温，设计不合理时容易引起硫酸氢铵的沉积，空预器堵塞。另外，分级省煤器要求安排在SCR出口，通常悬挂在SCR下，改造困难。

本企业将已经实施业绩的中温节煤技术与全负荷脱硝技术相结合，提出了节能型全负荷脱硝技术，采用低品位烟气馀热置换部分高品位烟气热加热工质旁路内的水，在提高SCR入口烟气温度的同时，不降低锅炉效率。

3节能型中温节煤器全负荷脱硝技术

3.1技术原理

本企业开发的节能型中温节煤器全负荷脱硝技术的典型特征是双旁路和双运行模式:双旁路为空预器烟气旁路和水侧旁路(凝结水旁路和供水旁路/节煤器水侧旁路)的双运行模式为节能模式和烟气温度上升模式，系统如图1所示。

空预器烟气旁路用于回收旁路烟气热量，旁路烟道内设有高压中温节煤器和低压中温节煤器，高压中温节煤器用于加热供水旁路高压供水或节煤器旁路供水，低压中温节煤器用于加热凝结水旁路低压供水。

水侧旁路分为凝结水旁路、供水旁路和省煤器水侧旁路。凝结水旁路与烟气旁路烟道中低压中温节煤器连接，排出低压蒸汽，增加汽轮机的工作。凝结水旁路与烟气旁路烟道内中温节煤器低压段连接，回收烟气馀热到凝结水系统。供水旁路和省煤器的水侧旁路用于不同的运行模式，中省高压段在不同的运行模式

下连接:

1)节能模式下，单元负荷高，SCR入口烟温满足要求，切换到供水旁路，与烟气旁路中的高压中温节煤器连接，回收烟热，排出高压蒸汽，增加汽轮机的工作

2)烟温上升模式下，单元负荷低，SCR入口烟温低于运行要求，切换到省煤器的水侧，与烟气旁路中的高压中温节煤器连接，加热节煤器旁路，加热节水器连接

由于安装了空气预测器的烟气旁路，空气预测器加热一次或二次风热不足，该技术要求启用锅炉风扇。通常，锅炉鼓风机的有效性提高锅炉排烟温度，采用降低锅炉效率的本技术后，启用鼓风机，在不提高锅炉排烟温度的条件下，可以保证空预器出口一二次风的温度需求。

3.2节能原理

3.2.1提高馀热利用能力水平

图2提供某350MW火力发电机组汽车回热系统加热器的蒸汽效率，其中1~3号加热器为高压加热器，5~8号为低压加热器，4号为除氧器。由图可知，随着蒸汽吸引参数(压力、温度)的提高，蒸汽吸引效率也在提高。因此，在回收烟气馀热加热锅炉供水的系统中，排汽的质量越高，节约煤的量也越多。

节能型中温节煤器全负荷脱硝技术，在节能模式下高压节煤器回收烟气馀热加热锅炉供水，排出高压加热器供水的烟气温度上升模式下，中温节煤器高压段直接加热节煤器旁路供水，将旁路烟气热量直接输送到锅炉供水

无论处于什么样的运行模式，低压段中温节煤器的出水都会接入除氧器，回收烟气的馀热排出除氧器吸入蒸汽。

通常的低温省煤器技术回收烟气馀热凝结水，排出5天的低蒸汽。因此，从排出蒸汽的质量来看，节能型中温煤炭节约器的二级换热器排出蒸汽的质量明显高于通常的低温煤炭节约器。

3.2.2减少空气预测烟气侧压损

中温省煤器安装空气预测器旁路烟道，部分烟气进入旁路烟道，进入空气预测器烟气流量减少，空气预测器压损减少，风机耗电量减少。图3是不同空气预测器排烟旁路开度条件下空气预测器排烟侧压损失随锅炉负荷变化的曲线图。该图显示，当空气预测器排烟旁路开度为20%时，空气预测器排烟侧降低，如图3所示。

3.2.3不提高锅炉排烟温度

投入鼓风机后，利用低品位的热源加热一二次风，在避免冷源损失的条件下，将低品位的热量输入锅炉，更换高品位的烟气馀热，在空预器旁路的烟道内进行热回收。暖气设备可以保证锅炉一二次热风温度基本不变，锅炉排烟温度不会因为空预器排烟旁路的打开而提高，无论是采用蒸汽暖气设备还是吸烟馀热利用的暖气设备，暖气设备的投入都不会降低锅炉的效率，同时也可以利用低品位的吸烟和排烟馀热加热冷风，避免冷气损失，节能效果显着。由于空预器排烟旁路的打开，稍微降低了一二次热风温度，增加了锅炉的煤炭燃烧量，但对单元来说还有显着的节煤效果。

尽管低负荷下提高SCR入口烟温，空预器入口烟温也随之提高，但由于设置空预器烟气侧旁路，即使投运暖风器，空预器出口烟气温度也可保持不提高。

对于常规的低负荷脱硝技术，SCR入口烟温提高，空预器排烟温度也会随之提高，锅炉效率降低，燃煤量增加。

通常的鼓风机打开后，必然会减少预热器的换热量，预热器的排烟温度会提高，锅炉的效率会下降。排烟馀热通过通常的低温节煤器可以回收馀热，但馀热-电转换效率过低，超过70%通过冷源排出，节能效果差。

4工程应用

4.1项目状况

某350MW项目，设计工况SCR入口烟气温度如表2所示。当负载低于40%THA时，SCR入口烟温低压300℃催化剂的最低温度要求。

4.2全负荷脱硝技术方案

为了保证低负荷运行条件下SCR入口烟气温度在300℃以上，本项目采用司开发的节能型中温节煤器全负荷脱硝技术，将锅炉单元SCR运行负荷从50%THA扩展到35%BMCR。50%THA以上负荷SCR入口烟草温度不需要进一步提高，本项目技术方案为50%THA以上负荷采用节能运行模式35%BMCR~40%THA采用烟草温度提高模式运行，SCR入口烟草温度提高到300℃以上。

空预器排烟旁路排烟道，旁路排烟量为19%~21%，内设二级中温节煤器:高压段和低压段。水旁路包括凝结水旁路、供水旁路、省煤器水旁路:凝结水旁路，从6号低压加热器入口取水，与中温省煤器低压段串联，回水到除氧器入口的供水旁路，从供水泵入口取水，与中温省煤器高压段串联，回水到1号高出口的省煤器水旁路，从1号高出口取水，与中温省煤器高压段串联，回水到锅炉水冷壁入口。供水旁路和省煤器水侧旁路分别对应节能模式和烟温升降模式两种运行模式，按需切换运行模式。

为了充分回收空气预测器出口后的烟气馀热，提高吸尘器的除尘效率，降低脱硫的水消耗，设置低温节煤器-暖气设备，即低温节煤器回收烟气馀热到暖气设备系统加热空气预测器入口的一二次风。采用闭式循环，回收烟气馀热，加热一二次冷风的介质为盐水。

4.3烟气温度上升效果分析

烟气温度上升模式下，40%THA负荷时节煤器旁路流量比例为20%，SCR入口烟气温度从298℃上升到303.2℃，30%BMCR负荷时节煤器旁路流量比例为40%，SCR入口烟气温度从288℃上升到303.1℃，烟气温度上升到17.1℃在负荷超过40%的THA状况下采用节能模式运行，SCR入口烟温没有变化。

4.4节能效果分析

与目前应用较多的低温节煤器和通常的全负荷脱硝技术相比，本技术节煤效果显着，如表3和图5所示。在节能模式下运行，随着负荷的降低，节能型中温节煤器的全负荷脱硝装置和低温节煤器的节煤量差异逐渐减小。在烟温上升模式下，低温煤炭节约器+通常全负荷脱硝技术方案的煤炭节约量大幅减少，在30%BMCR负荷

负荷下煤炭消耗量增加的节能型中温煤炭节约器技术虽然煤炭节约量减少，但整个系统仍具有煤炭节约效益。

低温节煤器+通常的全负荷脱硝技术节煤量出现负值，表明锅炉效率下降增加的煤消耗不能通过低温节煤器全部回收，综合节煤效果差。

5结语

随着电站环境排放标准的越来越严格，火力发电的灵活性改造的普及，全负荷脱硝的实施势在必行。采用节能型全负荷脱硝技术，在节能的同时兼顾污染物NOx的减排，具有较高的技术推广价值。本文先容的节能型中温省煤器全负荷脱硝技术在3500MW燃煤电厂SCR脱硝系统的应用案例，为国内同类型机组开展脱硝。