我公司新建350MW機組采用節能型中溫省煤器全負荷脫硝技術，負荷在40%THA以上時采用節能運行方式，負荷在40% THA以下時采用煙氣升溫運行方式。該技術在該負荷下可降低煤耗4.13g/kWh，在30% ~ 40%負荷下可節煤1.04 ~ 1.1.7g/kWh。常規低溫省煤器和常規低負荷脫硝技術在THA負荷下可降低煤耗65438±0.99g/kWh，在30% THA ~ 40% THA負荷範圍內可增加煤耗0.08~0.75g/kWh。因此，該技術在高負荷節能模式和低負荷煙氣升溫模式下均具有顯著的節煤效果。
1前言
霧霾已經成為壹個重要的環境問題，而氮氧化合物是霧霾形成的重要元兇之壹。燃煤占中國氮氧化合物汙染物排放量的50%以上，而火力發電廠鍋爐耗煤量占46%以上。因此，火電廠是中國氮氧化合物排放的重要來源之壹。因此，我國最新的環保法規(GB13223-2011)對氮氧化合物排放限值提出了嚴格的要求，並在此基礎上，國家三部委提出了“煤
電力節能減排升級改造行動計劃，將氮氧化合物排放限值降至50mg/Nm3，實現超清潔排放。
SCR(選擇性催化還原)脫硝技術是目前燃煤電站鍋爐的主流脫硝技術，對SCR催化劑的工作溫度有嚴格的要求。溫度過高，催化劑表面會燒結，活性降低。溫度過低，會影響催化劑的催化活性，發生副反應生成硫酸氫銨，硫酸氫銨會附著在催化劑表面，堵塞孔隙，降低催化劑的活性。為此，SCR技術規範通常需要
脫硝的煙氣溫度應在320℃~420℃之間。
通常，當鍋爐負荷高於50%時，大多數鍋爐省煤器出口煙氣溫度能夠滿足SCR入口煙氣溫度運行範圍的要求；當鍋爐負荷低於50%時，省煤器出口煙氣溫度通常低於320℃，當鍋爐負荷低於40%時，省煤器出口煙氣溫度低於300℃，達到SCR脫硝系統的低溫極限，SCR系統無法投入運行，導致氮氧化合物排放失敗。
符合環保要求。
目前，國內火力發電已經進入總量過剩時代，火電廠年發電小時數逐年減少。2016年全國火電設備平均利用率再創新低，降至3621小時。所以在這種情況下，隨著發電小時數的減少，我國火電的低負荷運行會更加突出。
為加快能源技術創新，挖掘燃煤機組調峰潛力，增強我國火電運行靈活性，全面提升系統調峰和新能源消納能力，國家能源局於今年6月28日發布了《國家能源局綜合司關於印發火電靈活性改造試點工作的通知》，其中包括16增強火電靈活性試點工作。
綜上所述，燃煤火電機組頻繁低負荷運行在政策上已經有了明確的規定，在現實中也面臨著。按照目前火電機組的運行方式，頻繁的低負荷運行必然導致脫硝系統退出運行，從而導致氮氧化合物排放失控。因此，迫切需要在火電廠推廣全負荷脫硝技術，使火電機組能夠在任何運行負荷條件下投入SCR脫硝系統。
任。
2滿負荷脫硝技術
實現滿負荷脫硝的主要技術手段是在低負荷時提高SCR入口處的煙氣溫度，使煙氣溫度滿足SCR脫硝催化劑的運行溫度要求。低負荷下提高SCR入口煙氣溫度的常規技術手段有很多，主要包括:1)省煤器煙氣旁路；2)省煤器工質旁路；3)省煤器的分類；4)再熱抽汽補充給水加熱(0號高壓加熱器)；5)省煤器熱水再循環。
上述技術均可在低負荷工況下提高SCR入口處的煙氣溫度，滿足SCR在30%以上負荷範圍內運行的要求，從而達到火電廠滿負荷脫硝的技術要求。以上技術對如表1所示。
表1常規滿負荷脫硝技術
從表1可以看出，除省煤器分類外，各種滿負荷脫硝技術都會降低鍋爐效率。但是，在省煤器的分級改造中，存在高負荷SCR催化劑過熱的風險，並且分級省煤器下遊的煙氣溫度將進壹步降低。如果設計不合理，容易導致硫酸氫銨沈積，導致空氣預熱器堵塞。另外，要求在SCR出口布置分級省煤器，通常懸掛在SCR下方，改造難度大。
我公司將中溫省煤器技術與滿負荷脫硝技術相結合，提出了壹種節能型滿負荷脫硝技術，即“節能型中溫省煤器滿負荷脫硝技術”，利用低品位煙氣余熱替代部分高品位煙氣熱量加熱工質旁路中的水，在不降低鍋爐效率的情況下，提高SCR入口處的煙氣溫度。
3節能型中溫省煤器滿負荷脫硝技術
3.1技術原理
我公司開發的“節能型中溫省煤器滿負荷脫硝技術”的特點是“雙旁路雙運行方式”:雙旁路為空氣預熱器煙氣旁路和水側旁路(凝結水旁路和給水旁路/省煤器水側旁路)；雙重運行模式為節能模式和排煙升溫模式，系統如圖1所示。
空氣預熱器的煙氣旁路用於回收旁路煙氣的熱量，旁路煙道內設有高壓中溫省煤器和低壓中溫省煤器。高壓中溫省煤器用於加熱高壓給水旁路或省煤器旁路給水，低壓中溫省煤器用於加熱凝結水旁路低壓給水。
水側旁路分為凝結水旁路、給水旁路和省煤器水側旁路。凝結水旁路與煙氣旁路煙道中的低壓中溫省煤器相連，用於排擠低壓抽汽，增加汽輪機的功。凝結水旁路與煙氣旁路煙道中的中溫省煤器低壓段相連，煙氣余熱回收至凝結水系統。給水旁路和省煤器水側旁路用於不同的運行方式，中高壓段處於不同的運行方式。
與之相連的是:
1)在節能模式下，當機組負荷較高，SCR入口煙氣溫度滿足要求時，切換到給水旁路，與煙氣旁路中的高壓、中溫省煤器相連，回收煙氣熱量，擠出高壓抽汽，增加汽輪機的功；
2)在煙氣升溫模式下，當機組負荷較低，SCR入口煙氣溫度低於運行要求時，切換至省煤器水側旁路，與煙氣旁路中的中高壓中溫省煤器相連，加熱省煤器旁路水，並與省煤器出口水在水冷壁入口聯箱混合。省煤器出口水溫與無水旁路運行工況下基本相同，鍋爐效率不降低。
由於空氣預熱器煙氣旁路的設置，空氣預熱器加熱的壹、二次風熱量不足，因此該技術要求鍋爐空氣加熱器啟動。正常情況下，鍋爐暖風器的啟動會使鍋爐排煙溫度升高，降低鍋爐效率；采用該技術後，空氣預熱器可以在不提高鍋爐排煙溫度的情況下，保證空氣預熱器出口壹、二次風的溫度需求。
3.2節能原則
3.2.1提高余熱利用的能源水平
圖2顯示了壹臺350MW火電機組汽輪機回熱系統中加熱器的抽汽效率，其中1 ~ 3號加熱器為高壓加熱器，5 ~ 8號加熱器為低壓加熱器，4號除氧器。從圖中可以看出，隨著提取參數(壓力和溫度)的提高，提取效率不斷提高。因此，在利用煙氣余熱加熱鍋爐給水的系統中，抽汽品質越高，節煤越多。
節能中溫省煤器全負荷脫硝技術，在節能模式下，高壓省煤器回收煙氣余熱加熱鍋爐給水，擠出高壓加熱器提取蒸汽；在煙氣升溫模式下，中溫省煤器的高壓段直接加熱省煤器的旁路給水，旁路煙氣的熱量直接傳遞給鍋爐給水，完全避免了冷源的損失，在提高SCR入口煙氣溫度的情況下，不會提高鍋爐煙氣溫度。
無論在何種運行方式下，低壓段中溫省煤器出水接入除氧器，回收煙氣余熱擠出除氧器抽汽。
常規低溫省煤器技術回收煙氣余熱加熱凝結水，不包括5號低壓抽汽。因此，從抽汽質量來看，節能型中溫省煤器的兩級換熱器的抽汽質量明顯高於常規低溫省煤器。
3.2.2降低空氣預熱器煙氣側的壓力損失。
中溫省煤器配有空氣預熱器旁路煙道，部分煙氣進入旁路煙道，降低了煙氣流量、空氣預熱器壓力損失和引風機電耗。圖3是表示在不同的煙氣旁路開口下，空氣預熱器的煙氣側的壓力損失隨鍋爐負荷變化的曲線圖。從圖中可以看出，空氣預熱器煙氣旁路開度為20%時，空氣預熱器煙氣側的壓力損失明顯降低，如圖3所示。
3.2.3不要提高鍋爐廢氣的溫度。
空氣加熱器投入運行後，利用低品位熱源加熱壹、二次空氣。在不損失冷源的情況下，將低品位熱量輸入鍋爐，替代高品位煙氣余熱，在空氣預熱器旁路煙道中回收熱量。空氣加熱器可以保證鍋爐壹、二次熱風溫度基本不變，不會因為空氣預熱器煙氣旁路的開啟而提高鍋爐的排煙溫度。因此，無論是采用蒸汽空氣加熱器還是煙氣余熱加熱器，空氣加熱器的投入都不會降低鍋爐效率，同時可以利用低品位抽汽或煙氣余熱加熱冷風，避免冷端損失，從而達到顯著的節能效果。雖然由於空氣預熱器煙氣旁路的開啟，壹、二次熱風溫度略有降低，鍋爐煤耗有所增加，但對機組仍有顯著的節煤效果。
雖然低負荷時SCR入口煙氣溫度升高，但空氣預熱器出口煙氣溫度也會升高。但由於空氣預熱器煙氣側有旁路，即使空氣加熱器投入運行，空氣預熱器出口煙氣溫度也能保持不變。
常規低負荷脫硝技術，SCR入口煙氣溫度會升高，空氣預熱器煙氣溫度也會升高，鍋爐效率降低，煤耗增加。
常規空氣預熱器開啟後，必然會降低空氣預熱器的換熱能力，提高空氣預熱器的排煙溫度，從而降低鍋爐效率。常規低溫省煤器雖然可以回收排氣余熱，但余熱轉化為電能的效率太低，70%以上通過冷源排出，節能效果差。
4工程應用
4.1項目情況
對於350MW項目，設計條件下SCR入口處的煙氣溫度如表2所示。當負荷低於40%THA時，SCR入口煙氣溫度低於300℃的最低催化劑溫度要求。
4.2滿負荷脫硝技術方案
為保證低負荷運行工況下SCR入口煙氣溫度不低於300℃，本項目采用了我公司開發的“節能型中溫省煤器滿負荷脫硝技術”，將鍋爐機組SCR運行負荷從50%THA擴大到35%BMCR。50%THA及以上負荷的SCR入口煙氣溫度無需進壹步提高，因此本項目技術方案為:50%THA及以上負荷采用節能運行方式；35%BMCR~40%THA以煙氣升溫方式運行，SCR入口煙氣溫度提高到300℃以上。
空氣預熱器煙氣旁路煙道，旁路煙氣量為19%~21%，中溫省煤器有兩級:高壓段和低壓段。水旁路包括凝結水旁路、給水旁路和省煤器水側旁路:凝結水旁路從6號低壓加熱器入口取水，與中溫省煤器低壓段串聯，返回除氧器入口；給水旁路:從給水泵入口取水，與中溫省煤器高壓段串聯，返回1號高壓加熱器出口；省煤器水側旁路從1號高壓加熱器出口取水，與中溫省煤器高壓段串聯，返回鍋爐水冷壁入口。給水旁路和省煤器水側旁路分別對應節能模式和煙氣升溫模式兩種運行模式，根據需要切換運行模式。
為了充分回收空氣預熱器出口後的煙氣余熱，提高除塵器的除塵效率，減少脫硫用水量，設置了低溫省煤器-空氣加熱器，即低溫省煤器回收煙氣余熱加熱空氣預熱器入口壹、二次空氣。采用閉式循環，回收煙氣余熱和加熱壹、二次冷空氣的介質為軟化水。
4.3煙溫升高效應分析
在煙氣升溫模式下，40%THA負荷時省煤器旁路流量為20%，SCR入口煙氣溫度從298℃提高到303.2℃；在30%BMCR負荷下，省煤器旁路流量為40%，SCR入口煙氣溫度從288℃提高到303.1℃，煙氣溫度提高17.1℃，如圖4所示。當負荷高於40%THA時，采用節能模式，SCR入口煙氣溫度沒有變化。
4.4節能效果分析
與低溫省煤器和常規全負荷脫硝技術相比，該技術節煤效果顯著，如表3和圖5所示。在節能模式下運行，隨著負荷的降低，節能中溫省煤器和低溫省煤器滿負荷脫硝裝置的節煤差異逐漸減小。在煙氣升溫模式下，低溫省煤器加常規滿負荷脫硝技術方案的節煤大幅降低，在30%BMCR時為負值。
負荷下煤耗增加；雖然節能的中溫省煤器技術減少了節煤，但整個系統仍有節煤效益。
低溫省煤器加常規全負荷脫硝技術的節煤量為負值，說明由於鍋爐效率降低而增加的煤耗不能被低溫省煤器完全回收，綜合節煤效果較差。
5結論
隨著電廠環保排放標準的日益嚴格和火電靈活轉型的推進，實施滿負荷脫硝勢在必行。采用節能型全負荷脫硝技術，既能節約能源，又能兼顧汙染物氮氧化合物的減排，具有較高的技術推廣價值。摘要:介紹了節能型中溫省煤器滿負荷脫硝技術在3500MW燃煤電廠SCR脫硝系統中的應用案例，可為國內同類機組進行脫硝
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