XX热电全负荷脱硝技术方案调研报告

一、调研背景与目的

 1.1 政策背景

随着新能源装机占比持续攀升，火电机组参与深度调峰已成为常态。国家及地方政府对火电机组启停及低负荷运行期间的环保排放提出了更高要求：

河北省生态环境厅发布《关于做好火电机组全负荷脱硝改造和启停炉管理工作的通知》，要求提高SCR系统升温速率，缩短火电机组启动期间脱硝投入时间。邢台市生态环境保护委员会办公室印发《关于加快推进燃煤电厂全负荷脱硝改造的通知》，明确要求火电机组具备全负荷脱硝能力。河南省、山东省等省份也相继出台类似政策，要求现役煤电机组实施全负荷脱硝改造，减少启动及低负荷期间的NOx排放。

 1.2 我厂现状

XX热电一期2×350MW机组（上锅四角切圆锅炉）、二期1×350MW机组（北京巴威对冲锅炉）目前存在以下问题：

1.启动过程NOx排放超标：机组从点火到并网后约需2-4小时才能达到脱硝投运烟温，期间NOx未经有效处理直接排放。

2.低负荷脱硝烟温不足：一期机组在深度调峰至25%负荷以下时，脱硝入口烟温最低点低于催化剂投运温度（295℃），脱硝系统效率下降，空预器堵塞风险增加。

3、一期两台机组分别于2021年和2022年进行了旁路低再侧省煤器的改造，提升了运行时脱硝烟气温度，并网前烟温平均约210℃；二期机组带炉水循环泵+省煤器旁路+分级省煤器，并网前烟温约260℃。

1.3 目的

梳理国内全负荷脱硝技术应用现状，对比优选技术路线，结合我厂设备特点，制定适配的改造技术方案，为我厂后续全负荷脱硝改造工作奠定技术基础，全负荷脱硝改造方案的核心目标为并网时脱硝入口烟温：≥295℃（满足催化剂最低投运温度），实现机组并网即具备脱硝投运条件。

二、国内全负荷脱硝技术路线分析

目前主流技术路线主要有以下几种：

2.1 技术路线对比

2.2 各技术路线详细介绍

2.2.1烟气旁路

烟气旁路方案示意图

如图所示，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。通过抽取较高温烟气与省煤器出口过来的烟气混合，烟气旁路上需要加装膨胀节、电动关断挡板、调节挡板进行调节烟气流量及温度。 

该方案的优点：实施相对简单，投资成本相对较低；提高烟温范围较宽，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。

该方案的缺点：对烟气挡板的可靠性要求较高；由于排烟温度升高，会降低锅炉效率。

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，这时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，影响锅炉的出力、效率。挡板门在正常运行中处于常闭状态，可能会导致积灰、卡涩打不开，也可能打开后难以保证可靠关闭。

2.2.2省煤器分级设置

省煤器分级设置示意图

将常规的省煤器部分（靠烟气下游部分）去除，并在SCR反应器后增设一定量的省煤器受热面。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 反应器入口温度高于催化剂容许下限温度的目的。烟气通过 SCR反应器之后进一步通过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正常投运的同时，保证锅炉的热效率等性能指标不受影响。 

该方案的优点：不改变锅炉整个热量分配和运行、调节方式；排烟温度基本保持不变，锅炉运行效率得到保证。

该方案的缺点：省煤器系统的阻力有所提高，烟气侧阻力有所提高，投资成本相对较高；脱硝催化剂运行温度整体提高，可能偏离了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。

2.2.3设置省煤器水旁路 

设置省煤器水旁路示意图

给水旁路技术原理如图所示，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。

该方案的改造范围：增设水旁路管道系统，包括：大口径三通、大口径调节阀、截止阀、新增原给水管道至省煤器出口集箱之间的给水管道、管道支吊架、新增给水管道与省煤器出口集箱之间的连接、新增系统的疏水设置等。

此方案在脱硝入口烟温提升幅度不大、给水旁路量较小时可行，在启动的时候，需要旁路的给水量太大，在省煤器中工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。

该方案的优点：实施相对简单，投资成本相对较低。

该方案的缺点：由于省煤器的旁路，会降低锅炉效率；给水流量分配需精确控制；旁路量不太大时也有可能发生汽水两相混合不均情况。

2.2.4热水再循环 

省煤器热水再循环改造思路是通过炉水循环泵将贮水箱的一部分热水送至省煤器入口，从而提高省煤器入口给水温度，降低省煤器冷却烟气温度的能力，提高省煤器出口烟气温度。

热水再循环示意图

该方案的优点：温升调节范围大；调节灵活，湿态情况下提高锅炉效率。

该方案的缺点：需增加高温循环泵及相应管路；循环泵投资成本较高，对锅炉本体改动较大。

2.2.5其他方案

燃气（油）补燃技术

燃气（油）加热技术原理如所示，在省煤器出口烟道上新增燃气（油）燃烧器，燃气（油）通过喷枪进入SCR入口烟道后，通过小气（油）枪点燃大气（油）枪，燃气（油）燃烧后产生热量，加热原烟道内烟气，使低负荷时 SCR 催化剂入口烟气温度达到 295℃以上，使锅炉在启炉和低负荷阶段 NOx 排放量合格。

随着锅炉启停过程的进行，炉内温度的升高（降低），锅炉风烟系统温度升高（降低），SCR 入口温度也逐渐升高（降低），此时燃气（油）消耗量会逐渐降低（增加）。当锅炉启动带到一定负荷时，炉内风烟系统温度达到锅炉正常运行要求，此时可停止燃气（油）加热系统，保证脱硝效率。而当锅炉停运过程中，锅炉负荷降低到一定程度，烟气温度不能满足 SCR 入口烟气温度要求，此时开启燃气（油）加热系统，后根据烟气温度逐渐增加燃气（油）量，最终完成停炉，同时保证锅炉 SCR 入口温度一直处于合理范围内，确保将 NOx 排放量控制在合理水平。

燃气补燃原理图

选用低温或宽温差SCR催化剂：目前国内对宽温度窗口SCR催化剂的研究工作还停留在小试阶段，尚没有进行大规模的商业应用，或者反应时间过长，或者成本太高，无法满足现阶段改造需求。

三、我厂全负荷脱硝改造建议

综上分析，实现机组全负荷脱硝技术方案主要有烟气旁路、省煤器分级、省煤器给水旁路、热水再循环、燃气（油）补燃和选用低温或宽温差SCR催化剂，从并网开始投脱硝的需求出发，结合省煤器运行可靠性、锅炉效率等因素，从几种方案中择优选取，经济性方面，考虑增加的初投资、增加的运行费用（主要是煤耗、电耗），再选取综合经济效益较高的方案。 

各方案的技术对比

从上表可见，不同的全负荷脱硝技术方案在烟气提升幅度、对机组安全性和可靠性的影响、对锅炉效率的影响等方面均有差异，投资水平也存在一定差异。现新建项目主要以炉水循环泵+分级省煤器+省煤器给水旁路为主。

技术路线选择建议，结合我厂设备特点及国内应用情况，建议：

备选方案：若希望获得更宽的调节范围，可考虑在烟气旁路基础上，增加省煤器给水旁路系统，形成复合方案，但投资相应增加。