0引言
常规电站锅炉，在整个锅炉烟气流程中，空气预热器之前的最后一级锅炉受热面为省煤器，目的是降低预热器进口烟温，节省燃煤消耗量。SCR脱硝装置布置在省煤器和预热器之间。目前电站锅炉的脱硝装置均为选择性催化还原类，采用的催化剂通常工作温度范围在300—400℃之间。超过温度范围催化剂将不能发挥应有的作用。常规锅炉设计中，会存在如下问题：在机组负荷较高时，脱硝装置进口烟温正好在催化剂正常运行范围；而在机组负荷较低时，脱硝装置进口烟温气温度较低，低于催化剂的正常使用温度。若在低负荷时将脱硝装置进口的设计烟温提高到满足催化剂的要求，则在高负荷时烟温会更高，引起排烟温度高，锅炉效率低，煤耗量大。因此，一般情况下都按在高负荷时满足较低的排烟温度来进行设计，这将致使电厂在低负荷时只能将脱硝装置解列运行。这已不适应最新的电厂氮氧化物排放化指标的要求。
延伸阅读：
SCR脱硝流场CFD模拟与优化的一点体会
1工艺系统及主要设备简介
某电厂一期工程2*1000MW机组锅炉为上海锅炉厂引进ALSTOM技术生产的超超临界变压直流煤粉炉，型号为SG-3102/27.56-M54X，该锅炉在不同负荷时省煤器出口烟气温度如下表所示：

该电厂脱硝系统是机组建成投产后由技改增加的。脱硝催化剂采用日立造船公司生产的NOXNON700(S-4)型催化剂，催化剂基材为TiO2，活性物质为V2O5、WO3，厂家介绍该型催化剂的最佳工作温度为320-390℃，当温度低于310℃时，催化剂效率低于80%。推荐310℃为该催化剂最低连续运行温度，当脱硝装置进出口温度小于310℃时，脱硝装置应退出运行。
该电厂目前设置脱硝退出温度为293℃，允许投入温度为300℃，低于催化剂厂家给出的推荐值，机组负荷500MW，脱硝反应器有时会退出运行，不能满足全程投入的要求，环保排放不达标；同时长期低负荷时，由于催化剂效率低，导致NH3逃逸率高，生产硫酸氢氨，导致空预器堵塞。

2SCR脱硝装置全负荷运行改造技术
要实现SCR脱硝装置全负荷运行，技术改造路线有两个：
1、让催化剂适应锅炉烟温，采用低温催化剂替代现有催化剂；
2、让锅炉烟温适应催化剂，改造锅炉省煤器及烟风系统等。因烟气低温SCR催化技术尚不成熟，没有应用于工程实践的低温脱硝催化剂剂，因此目前只能采用技术路线2.
采用技术路线2，提高脱硝装置SCR入口处烟气温度，一共有四种方案供选择，即:设置旁路烟道、设置省煤器旁路、省煤器分级改造、回热抽汽补充给水加热改造。下面对四种方案及其优缺点进行简单的介绍：
(一)设置旁路烟道

示意图如上。在省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分烟气至SCR接口处为(提高混合效果，也可以在尾部后烟道低温过热器管屏中、下层之间抽高温烟气)，设置烟气挡板，增加部分钢结构和支吊架。在低负荷时，通过抽取较高温烟气与省煤器出口过来的烟气混合，使低负荷时SCR入口处烟气温度达到320℃以上。旁路烟道上需要加装膨胀节、电动关断挡板、调节挡板进行调节烟气流量及温度。
优点：投资成本相对较低；通过调节挡板调节烟气流量可使催化剂工作于最佳反应温度范围。
缺点：对烟气挡板的可靠性要求较高；降低锅炉效率。
如果烟气挡板的密封性能变差，或烟气挡板开启后无法关闭，在高负荷时有部分高温烟气从旁路烟道泄露，直接进入SCR装置，这是烟气温度将会出现高于催化剂最高允许温度的风险，可能会对催化剂带来致命的破坏；同时，由于在后烟井设置抽烟气口，将会对后面整个流场带来影响，省煤器的换热可能会出现较大的偏差，同时，高温烟气被旁路掉，导致省煤器吸热不足，可能对整个汽水系统的热量分配带来较大的不利影响，影响锅炉的出力、效率，直至锅炉的稳定性。
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，也可能在长打开的时候，关闭时保证能可靠关闭。
同时采取此改造方案，锅炉低负荷运行时，会导致排烟温度升高10～20℃，影响机组经济性(热效率可能降低0.5～1%)。
(二)设置省煤器旁路

在省煤器进口集箱以前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至下降管，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。此方案在机组50%负荷左右，基本可行,省煤器后烟气温度可达到320℃，但在更低负荷的时候，需要旁路的给水量太大，在省煤器中介质可能会产生超温现象，威胁到机组的安全性。旁路量不太大时也有可能发生汽水两相混合不均情况。此外，也会导致排烟温度升高10～30℃，影响机组经济性(热效率可能降低0.5～1.5%)。
如果基于目前脱硝装置投、退温度，需要调节烟温温度较低(10℃以内)，可采取本方案。如果把脱硝投退温度改至320℃，需要旁路的给水量较大，可能会对省煤器的安全运行带来影响。
(三)省煤器分级设置
改造范围及原理(示意图见下图)：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反应器后增设一定量的省煤器热面。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反应器入口温度在320℃以上的目的。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最低稳燃负荷以上所有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、调节方式，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。
缺点：投资成本相对较高，不太适合老机组改造；脱硝催化剂运行温度整体提高，可能偏离催化剂的最佳反应温度范围，且脱硝催化剂高温烧结的风险上升。
(四)回热抽汽补充给水加热
回热抽汽补充给水加热技术是指从汽轮机高压缸上选择一个合适的抽汽点，将该抽汽引入一高加，在机组低负荷时投运该路抽汽，来提高给水温度，以提高省煤器出口排烟温度，而保证低负荷时SCR催化剂能够安全稳定连续运行，实现全负荷脱硝的功能。

结合西门子1000MW机组的补汽技术，回热系统改造增加的抽汽汽源可来自于汽轮机补汽阀后的管路，通过原补汽管路将高压缸第五级后蒸汽通过减温、减压装置后返供至一高加，其中抽汽压力靠调门来控制。
回热抽汽补充给水加热方案的主要优点：
1)能提高给水温度约40℃，提高锅炉排烟温度20℃，可以保证脱硝系统在450MW以上全程安全投运。
2)使环保和节能达到统一。在保证脱硝装置安全投运的前提下，低负荷汽轮机抽汽量的增加，提高了热力系统的循环效率。根据SIEMENS计算，50%负荷工况下，可降低汽轮机热耗57kJ/kw，相当于降低煤耗2.18克/千瓦时；另外结合低温省煤器，可以将排烟温度升高带走的热量进行回收，避免排烟损失增加。
3)提高了锅炉水动力安全性。省煤器入口水温的提高，使省煤器出口即水冷壁入口水温亦相应提高，减少了水冷壁入口欠焓，显著提高了低负荷工况下的水动力特性，大大提高了水冷壁的运行安全性。
(五)四种技术方案的比较

四、结论
1、随着环保电价政策的实施，低负荷停运脱硝系统的电厂不但面临拿不到脱硝电价的风险，而且存在Nox排放日均值超标后缴纳巨额罚款的问题。如何在低负荷下保持脱硝系统的稳定运行，是许多电厂目前面临的问题。
2、脱硝全负荷投运技术改造方案的选择，应结合各电厂不同的特点，综合比较后确定。