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摘要：本文重点讨论国内近期火电行业脱硝改造的最新动态，主要是在低负荷甚至是启动阶段的脱硝装置投运的技术改造动向。针对目前商用脱硝催化剂工作温度的限制，改造方案主要围绕如何提高SCR入口烟温来讨论和设计。
关键词：环保 火电 低负荷 全时段 脱硝改造
0 引言
2015年6月，国家环保部对福建若干长期处于低负荷运行工况而无法投运脱硝系统的发电厂的复函，复函中明确了火电机组要进行低负荷工况下投运脱硝改造，实现低负荷运行排放不超标。对于低负荷脱硝改造，近两年来已有一些电厂进行了相关的改造，甚至个别发电厂可通过技改实现点火初期至并网前的全时段脱硝，众多发电企业、电科院及环保厂商目前均对此项技术仍处在研究和观望阶段。投运脱硝的最基本条件是烟温要达到催化剂的最低工作温度，即使是使用低温催化剂，也需要一个提高烟气温度的过程，如果单从燃料点火加热角度，无论如何是不可能实现的。目前大多数的改造方案也仅针对并网前后的低负荷段的投运方式，如前不久，国投姚孟电厂宣布，他们通过优化运行调整，完成了并网前投运脱硝的技术改造。
现在对于低负荷投脱硝，也就是烟温低于催化剂工作温度的时候投入，主要从两大方向进行改进，第一是选用低温催化剂，但由于目前低温催化剂(可低至120℃工作温度)尚处于研究阶段，具体投入商用的时间不确定，所以对用户和电科院来说也不作为技术改造的研究重点;第二就是提高脱硝系统入口温度，这是目前研究的主流方向，目前在此领域的专家及机构推荐的主流改造方案由以下几种：
1 增加省煤器烟气旁路
方案描述：在省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分烟气通过旁路至SCR接口处，设置烟气挡板，增加部分钢结构，在低负荷时减少经过省煤器用于给水加热的烟气，提高进入SCR反应区的烟气温度。
优点：投资成本较低，实施简单，增加设备少。
缺点：提高了锅炉排烟温度，降低锅炉热效率(0.5%~1.5%) ;
旁路烟气挡板门处容易发生积灰、卡涩，还可能导致烟气内漏，在关闭状态也会影响锅炉热效率;
在满负荷时内漏烟气可能会使反应器内烟温超过400℃，有可能因催化剂的烧结而导致活性降低。
如果机组长期运行在低负荷区间，该方法有一定优势。
2 增加省煤器工质旁路
方案描述：给水旁路在低负荷时通过调节阀调节旁路给水流量，是省煤器进水量减少来降低省煤器的吸热，使省煤器出口烟温提高。
优点：改造相对简单，烟温调节区间要求不高(10℃以内)时可适当考虑。
缺点：由于省煤器给水的换热系数远小于烟气，所以给水旁路调节烟温的效果不明显;由于进入省煤器的给水量减少，会导致省煤器出口超温;省煤器给水旁路的存在降低了给水与烟气的换热效果，使得排烟温度升高，降低了锅炉热效率(0.5%~1.5%)。
3 省煤器采取分组布置
方案描述：将原有省煤器靠烟气下游部分受热面拆除，在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。给水先通过位于SCR反应器后面的省煤器，再引至位于SCR反应器前面的省煤器。这样通过减少烟气在SCR之前的传热面实现提高烟温的目的。
优点： 锅炉的总的热量分配和排烟温度与改造前相比基本保持不变，保证了锅炉热效率不受影响; SCR入口烟温可提升范围大。
缺点：省煤器改造量大，投资成本相对较高;改造后脱硝催化剂的运行温度整体提高，可能偏离催化剂的最佳反应温度，有催化剂烧结的风险;增设的SCR后省煤器需要一定空间安装，场地要求更高。
4 低负荷时提高给水温度
方案描述：低负荷时通过提高省煤器前给水的温度以达到减少给水在省煤器处的吸热量，从而减少烟气在省煤器处的热量损失，最终达到提高SCR反应器中烟气温度的目的。提高给水温度的措施主要有炉水给水混合提温、增加低压省煤器、弹性回热技术(可调式抽汽补充加热锅炉给水)。
(1)炉水给水混合提温系统(GRS)
方案描述：利用炉水泵或是增加循环泵，将省煤器出口或汽包下降管的部分高温热水送入省煤器进口混合，从而提高和控制省煤器入口水温，减小省煤器传热温差，间接提高省煤器出口烟温。但此方案在增加省煤器旁路的方案基础之上，增加了一套省煤器再循环系统，包括：再循环泵，压力容器罐，调节阀，截止阀，止回阀，以及相应的疏水系统。
(2)增加低压省煤器方案描述：在空预器后电除尘前增加低压省煤器，利用烟气余热加热给水，提高进入省煤器的给水温度，减少烟气换热，提高进入SCR反应器的烟气温度。
优点：利用锅炉烟气余热，降低了锅炉整体排烟温度，提升了锅炉热效率。
缺点：低压省煤器积灰、含尘烟气冲刷、低温腐蚀的风险比较大;
使用技术先进的低压省煤器可以提高锅炉热利用率，结合其他提升SCR入口烟温的方法同时使用可以弥补其他方法增加排烟温度的缺点。目前部分电厂已进行了增加低温省煤器的改造，如果进一步稍加改进，可实现低压省煤器功能。
(3)弹性回热技术(可调式抽汽补充加热锅炉给水)
方案描述：在高压缸处选择一个合适的抽汽点，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门控制加热器入口压力，从而维持给水温度基本不变。使得低负荷下省煤器入口水温提高，出口烟温相应上升。
优点：增加了低负荷下的抽汽量，提高了热力系统的循环效率;提高了机组的调频能力和调频经济性，确保了机组调频运行的安全性;减少了水冷壁前给水的欠焓，提升了锅炉的水动力安全性。
缺点：减少了省煤器的传热温差，提高了排烟温度;
弹性回热技术具有很好的应用案例(上海外高桥三厂)，同时其结合锅炉、汽机各系统的应用难度也比较高。
以上几条方案如果单独使用都会对机组效率造成影响，通过对各种技术方案的分析和比较，再考虑各种方案的结合效果，专家给出了以下推荐方案：
方案1：弹性回热技术+低压省煤器
方案2：烟气旁路+给水低温换热器
方案一分析：用弹性回热技术提高烟温，也会提高排烟温度，通过低压省煤器增加了锅炉热效率，将排烟温度又降下去，同时保证改造的性能的经济指标。
目前已实现的脱硝投入最短时间的，就只有上海外高桥三厂1000MW机组使用的弹性会热技术提高锅炉给水温度，以此减小烟气经过省煤器的焓降，同时使用邻机蒸汽加热尾部受热面、一次风及二次风，以提高点火前炉内的空气温度，从多角度快速提高点火后的尾部烟温，这种改造技术设计面广，难度较大，但获得机组效率最高。
方案二改造内容：本方案是在省煤器烟气旁路改造方案的基础上进行了一些改进，在SCR反应器和空预器之间增加了少部分与低压省煤器类似的低温换热器，通过管道和阀门将低温换热器和原有的省煤器进行了连接。
方案二运行方式：
高负荷下烟气旁路关闭，水路通过阀门控制使低温换热器与省煤器串联运行。
低负荷下烟气旁路开启，水路通过阀门控制低温换热器与省煤器并联运行，分流水量可以调节。
5 结语
虽然从专业角度上看，点火即投脱硝在目前是很难实现的，但是既然已经出现了这样一个概念，而且很多研究单位和发电企业在这方面也已经开始研究甚至尝试，相信用不了太久，类似更严厉的减排规定会相继出台，所以，不论从社会效益还是企业自身效益的角度，争取做出一个超前的方案，不管从公司利益还是从社会责任的角度出发，都应该在这方面投入更多精力，深入调研，在环保事业上尽自己的一份力。
来源：《第五届热电联产与煤电深度节能新技术研讨会论文集》
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浅谈320MW机组多途径降低脱硝系统入口氮氧化物浓度
【摘要】随着国家对火力燃煤发电机组超低排放要求的实施，华润电力登封有限公司践行绿色环保的生成理念，通过对#1、2锅炉燃烧器、配风系统的改造以及运行调整，有效降低了脱硝系统入口的氮氧化物的浓度，从而实现了氮氧化物的超低排放，取得了良好的经济效益和社会效益。
【关键词】氮氧化物 燃烧器 配风 运行调整
1 概述
随着环境问题的日益突出，国家实施火力燃煤发电机组超低排放，对火力发电厂烟气排放浓度的限制越来越严格，已投运火力燃煤机组都要求通过技改加装脱硝设备及系统，脱硝设备及系统是采用化学或物理的方法降低烟气中的氮氧化物浓度，但是脱硝系统降低氮氧化物的浓度有限，且对脱硝系统入口的氮氧化物浓度有一定的要求，因此华润电力登封有限公司通过对#1、2锅炉燃烧器改造、配风系统改造以及运行调节手段降低氮氧化物生成量，控制锅炉烟气中氮氧化物浓度，再结合脱硝系统，最终实现烟气中的氮氧化物超低排放。
2 燃煤机组氮氧化物生成机理
在煤粉燃烧过程中，氮氧化物的生产是燃烧反应的一部分，燃烧所生产的氮氧化物主要是NO和NO2，统称NOX。NOX生成途径主要有三种：
（1）热力型NOX：是空气中的氮在高温（1300℃以上）下氧化产生NOX，当温度低于1300℃时，NOX的生成量很少；
（2）快速型NOX：是由于燃料中碳氢化合物高温分解生产的CH自由基和空气中的氮气反应生产HCN和N，再进一步与氧气作用以极快的速度生产NOX。快速型NOX生成量较少，一般不到NOX总生成量的5%。
（3）燃料型NOX：是燃料中含氮化合物在燃烧中氧化生产的NOX。燃料型NOX除与燃料特性有关外，还与锅炉运行状况密切相关，占NOX总生成量的80%～90%。
3 锅炉系统的优化改造及运行调整
华润电力登封有限公司一期工程2×320MW机组#1、#2锅炉均为东方锅炉股份有限公司生产的DG1025/18.2-II12型亚临界自然循环汽包炉,采用钢球磨中储式制粉系统、热风送粉，直流式百叶窗水平浓淡燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，尾部双烟道布置，烟气挡板调节再热汽温，喷水减温控制过热汽温，容克式三分仓回转式空气预热器，刮板捞渣机连续固态出渣，平衡通风，全钢构架，露天岛式布置。
锅炉炉膛采用四角布置、切向燃烧、固定直流式煤粉燃烧器，假想切圆直径为Φ790mm。每角燃烧器共布置15层喷口，包括五层一次风喷口（其中B层为小油枪燃烧器）、七层二次风喷口(其中二层布置有大油枪燃油装置)，两层三次风喷口、一层顶二次风(OFA风)喷口。所有一次风均采用百叶窗式水平浓淡燃烧器。顶二次风喷口方向反切15°，有利于消除烟气残余旋转，减小两侧烟气偏差。大油枪燃油装置由二层布置在二次风喷口中的8只简单机械雾化油枪组件组成，供锅炉点火和低负荷稳燃用。
锅炉制粉系统形式为钢球磨中间储仓制热风送粉系统，每台炉配套4套制粉系统，煤粉细度R90=10％，对应两个煤粉仓。一次冷风经冷一次风机升压后在进入空预器之前分成两路，一路经过空预器被加热后与另一路冷风混合调温，混合后热风输送煤粉进入燃烧器。二次冷风经送风机升压后进入三分仓空气预热器，经空气预热器加热后的热二次风分两路：一路进入锅炉的二次风大风箱，另一路作为干燥热风进入磨煤机干燥原煤。
3.1 锅炉燃烧器改造
一次风采用新一代水平浓淡风煤粉燃烧技术，并采用喷口强化燃烧措施，有效降低NOx排放，保证高效燃烧；高浓缩比、低阻力新一代煤粉浓缩技术，确保煤粉及时着火，加强燃尽效果，同时有效缓解气温偏差过大问题；A层燃烧器采用新一代水平浓淡微油点火燃烧器，D层燃烧器采用新一代水平浓淡燃烧器，加大侧边风，宽度为100mm。喷口周围保留10%喷口面积的周界风，采用合理布置方式推迟周界风向一次风内的混入。在一次风喷嘴后二次风大风箱内安装高浓缩比百叶窗式煤粉浓缩器，一次风煤粉气流在流经优化过百叶窗浓缩叶片后被分离，形成两股煤粉浓度不同的煤粉气流，强化出口气流着火和燃烧，并利用燃料水平分级燃烧原理有效降低着火初期的NOx生成量。
3.2 锅炉配风系统改造
在原有二次风的基础上在不改变其标高的情况下，对喷口面积进行了适当的调整，使其更适用与低氮燃烧的要求。
3.2.1 优化二次风喷口
二次风喷口采用收缩型结构，推迟一、二次风的混合，有效地推迟空气与煤粉的混合，减少燃烧过程中含N基团与O2反应机会，有效降低NOx生成量。二次风喷口采用收缩型结构，推迟一二次风的混合。主燃烧器区二次风喷口面积根据主燃烧器区有组织二次风减少的程度进行相应缩小，保证出口的二次风风速达到较高风速。保证最下层较大二次风喷口面积，使其具有较大出口二次风动量，起到在最下层托粉的作用，减少炉膛底部的掉渣量和大渣的含碳量。
3.2.2 优化燃烬风系统
高位燃烬风系统将有组织燃烧风量沿炉膛垂直方向分级供入，在主燃烧器上方29m和32m标高处，布置四层16只燃烬风喷口，燃尽风将布置在炉膛四角。燃烬风量占总空气量约为25%~30%，燃烬风喷口风速采用较高风速45m/s～50 m/s，燃烬风喷口均可以垂直和水平方向摆动，可根据锅炉运行状况进行喷口角度的适当调整，有效调节炉膛出口烟温偏差。
3.2.3 优化D制粉系统三次风
D制粉系统三次风部分并入一次风系统，原三次风全部通过G1、G3三次风管进入锅炉，现通过技改增加一路管道将部分三次风并入C1、C2、C3、C4、D1、D2、D3、D4一次风管，减少进入锅炉的三次风量。
3.3 锅炉运行调整
根据NOX的生成机理，影响NOX生成的因素是氧气含量和温度，降低NOX的运行调整措施主要包括：
（1） 控制锅炉氧量。根据部门专业对锅炉氧量的规定，按照规定的下限运行。
（2） 控制制粉系统运行数量。在保证锅炉粉仓粉位的提前下，适当停运部分制粉系统，减少三次风对NOX生成的影响。
（3）调整给粉机的运行方式。适当增加下层给粉机的出力，减少上次给粉机的出力，根据负荷情况停运部分E层给粉机，降低锅炉火焰中心；
（4）优化锅炉配风。锅炉配风采用 “瘦腰形”，适当开大顶层燃烬风，有助于空气分级燃烧，从而最终实现降低NOX的生成。
4 结论
华润电力登封有限公司一期工程2×320MW机组#1、#2锅炉经过优化改造及运行调整，SCR入口NOX浓度从最初的600mg/Nm3降为420mg/Nm3，结合脱硝系统，最终实现NOX超低排放的目的，取得良好的经济效益和社会效益。
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