针对国家新环保法及火电厂大气污染物排放新标准的颁布和实施，火电厂环保设施的节能减排升级改造工作势在必行。本文就火电厂脱硝全负荷运行改造技术路线进行讨论，为脱硝改造提供技术参考。
一、概述
2014年7月1日国家新的火电厂大气污染物排放标准的实施；2015年总理工作报告中提出“推进火电厂超低排放改造”；环保部要求在《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源〔2014〕2093号）的基础上，进行“提速扩围”，2020年前完成所有机组的超低排放改造。短短一年多的时间里，发生了NOX排放限值由450mg/Nm3降至100mg/Nm3，再降至50mg/Nm3的巨大变化。
随着国家环保监管政策的日趋严格，2015年6月19日环保部《关于火电厂SCR脱硝系统在锅炉低负荷运行情况下NOX排放超标有关问题的的复函》（环函〔2015〕143号），要求火电厂在任何运行负荷时，都必须达标排放，SCR脱硝系统全负荷工况运行改造势在必行。
二、主要工艺路线选择
1、主要改造工艺方案简介
提高SCR入口烟气温度主要是要减少SCR前烟气的放热量，目前在国内应用的方法主要是设置省煤器的烟气旁路、设置省煤器给水旁路、省煤器分级改造、提高机组低负荷给水温度和省煤器热水再循环改造等方法。
（1）加装省煤器烟道旁路
省煤器烟道旁路即在省煤器入口前加装烟道将高温烟气引出送入SCR系统入口烟道。省煤器旁路烟道上装有挡板，以调节SCR系统入口高温烟气量；在省煤器出口与旁路烟道间设置挡板，以提高省煤器系统烟气阻力，提高低负荷下SCR系统入口高温烟气流量。在锅炉高负荷工况下，省煤器烟气旁路挡板关闭；锅炉低负荷工况下，烟气温度低于催化剂最低喷氨温度时，打开旁路挡板让锅炉烟气不经省煤器降温而直接进入SCR脱硝装置，以获得充足的高温烟气。
该方法能够解决低负荷下不能投运SCR脱硝装置的难题，但以牺牲省煤器内给水换热量和锅炉效率为代价。该方法烟气温度调节幅度为20-40℃，且对烟气挡板可靠性要求很高，项目投资较小。
省煤器旁路改造要求进入反应器第一层催化剂前高温烟气与低温烟气要混合均匀。在空间允许的情况下，高温烟气接入点应尽量远离催化剂层，尽可能布置在喷氨格栅和静态混合气的上游，可以通过喷氨格栅和静态混合气增加扰动，促进冷、热烟气的混合。
该措施的优点是系统简单，增加设备较少，但也有明显的缺点，烟气旁路在低负荷投运时提高了省煤器的出口温度，使空预器排烟温度上升，影响锅炉经济性，根据计算排烟温度每增加1℃，锅炉热效率会降低0.5%。此外机组高负荷撤出旁路时由于省煤器进口烟气温度较高，旁路烟道挡板在高温下容易发生变形，从而产生内漏，同样也会造成排烟温度升高，从而影响锅炉的经济性。
（2）设置省煤器给水旁路
省煤器给水旁路的方法是将省煤器的进口集箱以前直接将部分给水管路与省煤器出口集箱间短路，引至下降管。给水旁路在低负荷时通过调节阀调节旁路给水流量，使省煤器进水量减少来降低省煤器的吸热，使省煤器出口烟气温度提高，达到喷氨所需的烟气温度。
该方案的实施也较为简单，但是此种方法对烟温的调节有限，根据相关计算，在最大和最小旁路水量工况之间，烟温调节10℃，省煤器内水工质温度会增加60℃，因此省煤器内工质温度对烟气温度变化比较敏感，较高的工质出口温度降逼近甚至超过工质的饱和温度。因此该措施容易导致省煤器内工质沸腾工况而影响机组安全运行。此外，该措施需要根据省煤器给水量的变化分析、计算省煤器内水动力安全性的影响。同时添加给水旁路后势必会造成省煤器内给水管路温度大幅增加，还需要对给水管路进行温度和强度校核。
（3）省煤器分级改造
省煤器分级改造，考虑将脱硝装置的烟气抽取点由原来的省煤器出口改为省煤器管组间抽取，以提高进入脱硝装置的烟气温度，即省煤器需要进行分级改造，将部分受热面移至脱硝反应器后，这样既可满足脱硝装置的运行烟温要求，又不至于使排烟温度升高和降低锅炉热效率。
该方案特点是技术改造较复杂，要考虑空间位置和载荷，需要准确计算防止SCR入口烟气温度超过催化剂上、下限温度。这种方法烟温调节幅度20-40℃，对机组经济性无影响，但项目投资较大，锅炉改造和拆除工作量较大。
（4）热水再循环系统
热水再循环系统取自下降管，经过再循环泵到省煤器入口，通过采用热水再循环系统可以提高省煤器入口的给水温度，从而提高机组低负荷工况下安装在省煤器后的SCR装置的入口烟气温度，使SCR在机组低负荷工况下仍能处于正常运行的温度区间，提高机组低负荷下SCR的投入率。
这种方法特点是再循环系统中需要加一台炉水再循环泵，另外还需要加若干阀门，能提供较大的温度调节范围，一般不用于机组高负荷，对锅炉效率影响较小，在机组低负荷工况下比较容易控制SCR入口烟气温度，但与设置省煤器给水旁路措施一样，所有负荷工况下省煤器的出口给水温度必须低于饱和温度，且对锅炉水动力安全性的影响需要分析计算。
（5）省煤器流量置换系统
省煤器流量置换系统是增加省煤器给水旁路和省煤器热水再循环系统。该系统可以进一步减少省煤器的吸热量，从而提高SCR入口烟气温度，当机组负荷较高时，可先利用给水旁路系统进行烟气温度调节，当机组负荷进一步下降，给水旁路无法满足要求的前提下，开启省煤器热水再循环系统，可进一步提高省煤器出口烟气温度，对烟气温度的调节范围较大。
这种方法对烟气温度的调节幅度为20-50℃，需要通过热力计算确定不同负荷下的流量置换旁路。同样，该措施方法也面临着省煤器内工质沸腾的安全运行问题。
此外还可以采取提高低负荷给水温度的方法，这种方法投资大，技术系统复杂，同时对不同的汽轮机采取的抽取蒸汽加热给水的做法不一样，且需要对整个系统进行热量核算，工艺系统较繁琐。
三、改造工艺方案选择原则
鉴于锅炉脱硝SCR催化剂设计正常工作温度范围以及催化剂允许使用上下限温度范围，即下限温度为310℃，上限温度为420℃，温度差为110℃。根据实际对应负荷试验来校核，确定SCR入口烟气温度范围，且留有一定裕量（5-10℃）。技术措施应能够保证机组大负荷下SCR入口烟气温度不超过催化剂的最高使用温度420℃，机组低负荷下SCR入口烟气温度不低于催化剂的最低使用温度310℃。
改善SCR入口烟气温度工艺方案的选择除应考虑“技术成熟、运行可靠、对原有设施影响小”等因素外，尚应结合机组的实际情况，着重考虑如下因素：
（1）在确保烟气SCR入口温度达标的情况下，尽量降低系统投资及运行成本。
（2）不产生新的污染物和其它不利因素。
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本文概览：针对国家新环保法及火电厂大气污染物排放新标准的颁布和实施，火电厂环保设施的节能减排升级改造工作势在必行。本文就火电厂脱硝全负荷运行改造技术路线进行讨论，为脱硝改造提供技术参考。...
文章不错《火电厂SCR脱硝全负荷运行改造技术方案讨论？》内容很有帮助