摘要：针对SCR脱硝装置必须全天候运行以满足NOx排放浓度要求的问题，分析了提高SCR脱硝装置负荷适应性的可行性技术方案并进行了简单对比。重点阐述了不降低锅炉效率的省煤器分级改造和布置方案及实施，为在运行机组的技改和新建机组设计阶段提供借鉴和参考。
某电厂在运行2×1000MW超超临界机组，锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、双切圆燃烧方式、平衡通风、全钢架悬吊结构Π型露天布置、固态排渣。SCR脱硝装置的投运通常要求其进口烟温在320℃~420℃范围内。在实际运行中，尤其是在500MW以下的低负荷运行时，省煤器出口烟温已低于320℃，不能满足SCR脱硝装置安全投运的要求[ 1 ]。
新的环保标准要求锅炉的NOx排放必须小于100mg/Nm3，且广东省的环保要求锅炉正常运行的所有工况都必须满足此排放限值的要求。因此，为减少锅炉运行中污染物的排放，满足国家的环保要求，脱硝装置在锅炉运行的各负荷下均需要投运，以减少烟气中NOx的排放浓度。为了满足SCR脱硝装置运行的烟温要求，必须要对已运行机组进行改造，以提高SCR脱硝装置入口烟气温度，满足SCR脱硝装置运行的最低温度限值。同时，保证最高负荷运行时，烟气温度不能高于SCR脱硝装置正常运行允许的温度上限值。
1. 省煤器布置和锅炉设计、运行数据
1.1 省煤器布置
省煤器分成两部分，分别布置于锅炉后烟井的低温再热器和低温过热器下面，两组省煤器工质侧呈并联布置。后烟井前后烟道中分别布置两、三组省煤器管组，采用光管蛇形管，顺列排列，与烟气成逆流布置。
1.2 锅炉设计热力数据
锅炉设计时，50%BMCR负荷省煤器出口烟温308℃，已不能满足SCR运行最低温度≥320℃的要求。
1.3 运行数据
锅炉在安装SCR脱硝装置后，运行过程中存在低负荷省煤器出口烟温偏低，不能满足SCR最低运行温度≥307℃的要求。
脱硝装置催化剂基材为TiO2，活性物质为V2O5、WO3。设计正常运行温度为320℃-420℃，在此范围温度内催化剂才具有良好的活性。当烟气温度低于307℃或高于427℃时，必须退出脱硝装置运行。
结合设计数据和运行数据，并考虑实际运行工况可能存在的一定偏差，可以看出，约在500MW负荷以下，SCR脱硝装置入口处烟温达不到要求。催化剂允许投运的最低温度为307℃，为保证脱硝设备在各负荷下均能正常的投运，并考虑实际运行工况可能存在的偏差，实际运行中左右两侧烟气温度略有偏差，再加上将来可能的煤种变化的适应性，增加一定裕度，需要对机组进行改造，将350MW工况下省煤器出口的烟温提高到320℃，同时BMCR负荷时，省煤器出口烟温不超过405℃。
2. 提高SCR装置负荷适应性改造方案
2.1 改造方案的对比及建议
提高SCR脱硝装置的负荷适应性，提高其入口处烟气温度，通常采用的有几种方案，即: 提高给水温度、设置省煤器旁路烟道、设置省煤器水侧旁路、热水再循环和省煤器分段布置等。
2.1.1 弹性回热技术—可调式抽汽补充加热锅炉给水
该方案是选择一个汽轮机合适的抽汽点，并相应增加一个抽汽可调式的给水加热器。在负荷降低时，通过调节门可控制该加热器的入口压力基本不变，从而能维持给水温度基本不变。低负荷下省煤器入口水温的提高，使其出口烟温相应上升，可确保SCR脱硝装置在全负荷范围内处于催化剂的高效区运行，实现全天侯烟气脱硝。
2.1.2 设置省煤器旁路烟道
设置省煤器旁路烟道方案原理图如下：
该方案是通过在烟气进入省煤器的位置的烟道后墙壁上开孔或拉稀后包墙管，抽一部分烟气引至SCR脱硝装置入口烟道处，在低负荷时，通过抽取较高温度的烟气与省煤器出口过来的烟气混合，使低负荷时SCR脱硝装置入口处烟气温度达到320℃以上。
针对本项目锅炉受热面布置的情况，通过计算得到如下初步方案计算数据。按照350MW负荷下抽掉20%、40%低过侧省煤器烟气流量计算了几个工况。结果汇总见下表。
2.1.3 设置省煤器水旁路
设置省煤器水旁路的原理图如下：
该方案是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至省煤器出口集箱，减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器从烟气中吸收的热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。
针对本项目锅炉受热面的布置情况，通过计算得到如下初步方案计算数据。
按照350MW负荷下旁路掉20%、30%、40%、50%省煤器给水流量的几个工况。
2.1.4 省煤器旁路加热水再循环
省煤器旁路加热水再循环方案的原理图如下：
该方案为省煤器水旁路进一步发展方案。第一部分也是的通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至省煤器出口集箱，减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器从烟气中吸收的热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。第二部分再通过热水再循环系统将热水送入省煤器，提高省煤器进口水的温度，降低省煤器冷却烟气温度的能力，从而进一步提高省煤器出口烟气温度。
本方案除了须增加省煤器水旁路的设备外，还需要一整套热水再循环系统：包括再循环泵，连接管道、调节阀、截止阀、以及相应的输水系统等。系统改造方案复杂，对运行控制要求将大幅度提高高。
2.1.5 省煤器分级设置
省煤器分级设置方案原理图如下：
该方案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，以保证SCR可以在最低稳燃负荷以上所有负荷正常运行。烟气通过SCR反应器脱除NOX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。
经过初步计算，经过省煤器分级后各负荷进入SCR的烟温温度见下表。
2.2 几种技术方案的对比
2.2.1 弹性回热技术—可调式抽汽补充加热锅炉给水
改造效果上：
a) 解决了SCR低负荷运行的难题。低负荷下省煤器入口水温的提高，使其出口烟温相应上升，可确保SCR在全负荷范围内处于催化剂的高效区运行。
b) 使环保和节能达到完美统一。低负荷下汽轮机抽汽量的增加，提高了热力系统的循环效率。
c) 提高锅炉水动力安全性。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。
d) 提高锅炉低负荷燃烧效率和稳燃性能。省煤器出口烟温的上升，通过空气预热器，相应提高了一次风和二次风的热风温度，即提高了制粉系统的干燥出力，又改善了低负荷下锅炉的燃烧效率和稳燃性能，提高了安全性。
e) 显著提高机组的调频能力和调频经济性。在机组需快速加 (减)负荷时可使用抽汽调节阀快速减少(增加)抽汽量予以响应，待锅炉热负荷跟上后，再进行反向调节，最终仍满足平均给水温度不变。结合凝结水调频技术，可使汽轮机主调门全开，补汽阀全关，机组调频性能和变负荷经济性显著提高。
f) 提高机组调频运行的安全性。由于锅炉省煤器重达2000T，其巨大的蓄热量可使其出口温度在这调节过程中保持不变。而因省煤器及入口联箱等均为碳钢和低合金钢，抗温度变化(应力)能力远优于采用合金钢的过热器、再热器和相关联箱等。故该调频技术的安全性远胜于传统的汽轮机调门调节方法。
2.2.2 设置省煤器旁路烟道方案
改造效果上：从表2.1可以看出，在350MW时，旁路掉40%的低过侧省煤器烟气流量，可以使省煤器出口烟温提高33℃，在旁路掉40%的流量后，SCR进口的烟气温度327℃，可以满足高于320℃的目标。
安全可靠性上：如果烟气挡板的密封性能变差，可能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，对于催化剂来说，将带来致命的破坏;
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，而在不需要打开的时候，却无法密封，总之，性能非常不稳定。
对锅炉效率的影响上：从表2.1可见，在满足SCR入口烟气温度的工况下，锅炉排烟温度达到126℃，相比原设计排烟温度103℃，提高了23℃，锅炉的热效率将会降低约1.2%对机组的经济性影响较为明显。
2.2.3 设置省煤器水旁路方案
改造效果上：从表2.2可以看出，在350MW负荷时，旁路掉50%的给水流量，可以使省煤器出口烟温提高23℃，此时，SCR进口的烟气温度才刚刚达到317℃，没有达到320℃的目标。
安全可靠性上：在旁路掉50%的情况下，低过侧省煤器出口水温为316℃，仅比该工况饱和温度321℃低5℃，没有足够的过冷度，省煤器在运行过程中将会出现汽蚀，严重威胁省煤器的安全运行。
对锅炉效率的影响上：本方案也导致排烟温度升高约23℃，影响机组经济性(热效率可能降低1.2%)。并且，对电厂的运行控制方式带来一定的改变——旁路流量的调节、疏水系统的切换等。
2.2.4 热水再循环方案
改造效果上：由省煤器水旁路方案可知，此方案为其升级版，可以进一步提高省煤器出口烟气温度。但是在350MW,保证省煤器出口烟温满足脱硝投运要求的前提下，省煤器出口温度无法保证不发生汽蚀的安全裕度。也就是说，该方案也无法满足项目要求。
安全可靠性上：如采用此方案，省煤器出口的介质温度将比省煤器水旁路方案更高，如果达到脱硝烟温的要求，省煤器出口将将达到该工况饱和温度321℃，没有足够的过冷度，省煤器在运行过程中将会出现汽蚀，严重威胁省煤器的安全运行。
对锅炉效率的影响上：本方案也导致排烟温度升高，影响机组经济性(热效率可能降低1.2%)。并且，对电厂的运行控制方式带来一定的改变——旁路流量的调节、再循环水量的调节、疏水系统的切换等。
2.2.5 省煤器分级方案
改造效果上：从表2.3可见，锅炉从BMCR负荷降至350MW负荷，计算得出分隔烟道两侧省煤器出口混合后的烟温从402℃降至320℃。完全可以满足脱硝设备要求的工作烟温范围内，可确保脱硝设备在各负荷下的正常投运。
安全可靠性上：由于没有增加多余的设备，仅仅将省煤器分成两级，所以安全可靠性与改造前基本一致。
对锅炉效率的影响上：从表2.3可见，省煤器分级后，从BMCR负荷到350MW负荷，锅炉的排烟温度都和改造前是一样的，锅炉效率没有降低，对机组的经济性运行没有影响。并且对锅炉的运行方式也没有任何影响。
综上所述，从方案的烟气调节可以达到的效果，到方案的安全稳定性和经济性上看，并结合电厂实际情况，建议采用省煤器分级改造方案[ 3 ]。
3. 省煤器受热面分级改造方案的实施
3.1 现有省煤器受热面割除
省煤器分成两部分，分别布置于锅炉后烟井的低温再热器和低温过热器下面，两组省煤器工质侧呈并联布置。
后烟井前后烟道中分别布置两、三组省煤器管组，采用光管蛇形管，顺列排列，与烟气成逆流布置。如图3.1所示。
为提高进入脱硝设备的烟温，需要减少锅炉尾部的部分受热面，根据计算结果及锅炉现有受热面的情况，考虑将低过和低再侧省煤器部分管组部分拆除。总拆除的省煤器面积为原省煤器总面积的38%左右。
受热面割除后，进入脱硝设备的烟温将提高，但这样将导致锅炉排烟温度升高，锅炉热效率下降，因此，需要在脱硝设备后设置省煤器受热面以吸收烟气中的热量，确保进入预热器的烟温及排烟温度低于或接近原来的设计值。
3.2 新增省煤器的设置
脱硝烟道分左右两侧布置，单侧的催化剂工作区烟道在下部通过烟道截面收缩，通过连接烟道然后再通过膨胀节与SCR出口烟道连接，最终反应后的烟气通过出口烟道进入空气预热器入口烟道。
在上述形成的缩口烟道内设置省煤器，两侧烟道沿宽度方向布置省煤器，新增省煤器管子的换热面积约为原省煤器总换热面积的38%左右。两侧省煤器工质并联布置，受热面下端为进口、上端为出口，给水与烟气逆向流动，受热面进出口设置集箱和连接管道，按工质流向，此受热面作为省煤器系统的第一级受热面，锅炉给水先经过此受热面加热，然后引入原省煤器的给水进口集箱，因而原锅炉的给水管道需要更改。
3.3 改造后锅炉性能数据
对省煤器分级改造方案进行热力计算，以确定省煤器受热面的分级比例，改造后BMCR负荷和350MW负荷下的主要热力数据见下表。
注：60%BMCR预热器单侧运行工况，为单台空预器事故解列工况。
由计算结果可见：锅炉从BMCR负荷降至350MW负荷，计算得出分隔烟道两侧省煤器出口混合后的烟温从402℃降至320℃。从实际运行数据看，负荷越高，省煤器出口烟温比设计值低的偏离越大，可以判定，分级省煤器改造后，SCR入口处的实际烟温在各负荷下的烟温均在320-400℃之间，在脱硝设备要求的工作烟温范围内，可确保脱硝设备在各负荷下的正常投运。
4. 结论
1) 根据运行机组的实际情况，综合经济性和投资成本选择最佳的改造方案，从而在锅炉效率不降低或略有降低，SCR脱硝装置实现全天候投运，满足环保监管的严格要求。
2) 通过对运行机组省煤器受热面的分级改造，既可满足脱硝设备对烟气温度的要求，又不会造成排烟温度上升、锅炉效率降低。改造后汽温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状，可作为SCR脱硝设备在各负荷下投运的改造借鉴。
3) 对于新建机组，在设计阶段就要考虑SCR脱硝装置全天候投运的问题，使机组在正常运行工况下NOX排放浓度均低于大气污染物排放标准。