关键词：燃煤电厂宽负荷脱硝环保排放
某燃煤发电项目位于埃及西奈半岛，规划装机容量为四台660MW的超临界燃煤机组，煤源拟采用南非、印尼、澳大利亚等进口烟煤，烟气排放要求符合埃及当地／国际法规、法律和标准，并且进一步要求符合在项目实施期间，生效的、最新的、适用的埃及法律。鉴于当前国际上日益提高的环保排放要求，结合某燃煤发电项目，在进行技术经济全面比较的基础上，选择出最适合本工程的技术方案，为今后锅炉宽负荷脱硝和安全经济的机组运行做好准备，特进行宽负荷脱硝技术方案比选工作。
一、某燃煤发电项目设计背景
1.1设计煤种
电厂将在基荷下运行，具有下列基本设计参数：
设计寿命30年
要求的平均可用性85%
每台机组的总的连续出力660MW
只用煤时的最低稳燃负荷40％汽机最大连续出力（TMCR）
表1某燃煤发电项目主要设计参数
表2典型的煤成份
1.2气体排放
本项目的气体排放，包括NOx排放将在烟囱出口测量时，且是6％体积比O2的干烟气折算而得。电厂的总体气体排放不得超过下列极限［基于24小时的IFC指南和埃及法律］：
表3烟气排放限值
注：（1）在选择了IFC指南的情况下，可研中不需要用SCR（选择性催化还原）脱硝。
（2）排放极限应按照埃及法令1095／2011，或者是项目实施期间生效的、最新的、适用的埃及法律。当有任何新的法规出现时，将评估它们对燃煤电厂的任何影响。
二、宽负荷脱硝方案
本报告基于解决在燃煤最低稳燃40%TMCR负荷至100%TMCR区间的宽负荷脱硝。SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低反应可在较低的温度条件（320~420℃）下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。锅炉高负荷时，该区域的温度在380℃左右；低负荷时，该区域的温度在270℃左右。所以，解决全负荷锅炉脱硝，需从提高省煤器进水温度，降低烟气换热和保证区域烟气温度，符合SCR催化剂反应为研究方向。
脱硝装置进口的烟气温度问题，可以根据电厂实际情况的不同采用多种方案：提高给水温度、省煤器水旁路、旁路烟道、减少省煤器增加空预器、分级省煤器等。
下面就不同方案的差异进行对比。
2.1提高给水温度
本方案的原理为提高给水温度，减少省煤器的冷端换热温差，以减少省煤器对流换热量，使省煤器出口烟气温度提高。提高给水温度的方案可采用辅助蒸汽加热，类似于高加作用。某电厂改造时，从高压缸第二级叶片的缸体预留口抽气，增设前置加热器（或叫#0高加）加热给水温度。在低负荷时，通过抽气调节门将适量的蒸汽通过前置加热器加热低温省煤器进水温度，温度逼近300℃，从而提高低负荷时该区域烟温。抽气调节阀随着负荷的变化，进行开度调整，满足一定需求的加热蒸汽，从而保证低温省煤器进水温度。
优点：低负荷时，排气可加热省煤器进水；水侧调节，安全可靠性高；系统相对简单，由管道、阀门和加热器组成。
缺点：省煤器水侧换热系数大，提高较多的给水温度才能满足提高烟温的目的；给水温度逼近300℃，省煤器易气蚀；增加前置加热器系统和设备改造费用较大；前置加热器不方便停用，省煤器出口烟气温度升高对锅炉效率有一定影响。
2.2省煤器水旁路
本方案同样是水侧的调节方法，上海漕泾发电有限公司2*1000MW燃煤机组通过改造——增加省煤器旁路（见下图），使进入省煤器的给水流量减少，未通过省煤器受热面的水量通过旁路管道直接进入省煤器出口管道，从而降低省煤器的换热量，使省煤器出口烟气温度提高，进入SCR反应器的烟气温度能够满足SCR反应器投运的适用温度。
根据漕泾电厂锅炉的运行情况，改造前省煤器的出口烟温40%负荷下为315℃左右，气温低时会到309℃，不能实现脱硝装置的宽负荷运行要求。改造后机组450MW、400MW工况下，宽负荷脱硝调温阀开至100%，烟气为323℃，能实现脱硝装置的宽负荷运行要求。
优点：水侧调节，安全可靠性高；改造系统相对简单，由管道、阀门组成；投资费用低。
缺点：锅炉热效率降低；调节速度迟缓；水侧换热系数大，需旁路掉比较大比例的流量才能达到比较高的烟温提升效果。而旁路过多流量，会导致省煤器汽化，影响安全。所以该方案比较适合用于要求温升较低的情况。
2.3旁路烟道
原理：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，设置烟气挡板，增加部分钢结构。在低负荷时，通过抽取烟气加热省煤气出口过来的烟气，使低负荷时SCR入口处烟气温度在实际运行中达到320℃以上。
优点：提高烟温的效果较好；投资成本相对较低，实施简单
缺点：安全、稳定、可靠性较差；烟气侧的调节难度较大，一方面抽烟气口、送烟气口都会给原有的烟气流场增加扰动，烟气的混合不容易均匀，或者为达到均匀的目的，增大了烟气测阻力。另一方面，高负荷下，抽烟气口关断挡板工作工况恶劣，设备易发生故障。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。可能导致排烟温度升高10~20℃，影响机组经济性（热效率可能降低0.5~1%）。并且，对电厂的运行控制方式带来一定的改变。第三，针对双烟道挡板调温锅炉，尾部烟井是双烟道的形式，抽取烟气时只能从后烟道抽，低负荷时后烟道的烟气量比前烟道少很多，从后烟道抽取烟气能力有限，对提高省煤器出口烟温的调节能力也有限，可能会达不到低负荷脱硝的要求。第四，由于后烟井是通过尾部挡板控制烟气量的，在调节抽烟气口关断挡板来抽取烟气时，除了会影响后烟井中后烟道的烟气，也会影响到前烟道中的烟气，所以抽取烟气的量很难准确控制。
2.4减少省煤器
原理：通过减少省煤器的受热面，提高该区域排烟温度，使脱硝装置符合反应温度。
但该方案影响锅炉的排烟温度，降低锅炉效率，运行中是不可调整方案。特别需要考虑减少受热面后对锅炉满负荷工况的省煤器出口烟气温度的影响，防止在高气温和高负荷工况对SCR催化剂的影响。（一般要求不超过400℃）。
2.5分级省煤器
原理：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反应器入口温度计算值在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在40%-100%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，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。兼顾了提温效果和安全可靠性，并且不需额外控制调节，也不影响锅炉效率。
缺点：对于改造机组，新增省煤器受热面与连接管道，投资相对较大，一次汽阻力略增加。而对于新建机组，无需新增省煤器受热面，仅分级布置，增加连接管道，投资较小。
2.6方案对比
表4宽负荷脱硝技术方案对比分析
三、结论
3.1本项目推荐省煤器分级方案，以实现最低稳燃负荷40%-100%TMCR脱硝。
首先，省煤器分级方案不会改变锅炉热效率。其次，对新建项目来说投资小、省煤器安装便捷。第三，设备运行安全，操作和调节不受省煤器分级影响。
3.2考虑埃及对环保排放值日益提高的预见性，对整个环境减少排放的贡献，锅炉尾部烟道需预留一层脱硝空间，以降低NOx排放。
根据排放值反推煤质要求，数据如下表。
表5根据排放值反推煤质指标
本项目执行的环保标准对NOx的排放值为＜400mg/Nm3，在可研报告的设计中是不需要上脱硝系统和设备。但随着排放标准提高，若NOx排放＜300mg/Nm3或NOx排放＜200mg/Nm3时，该煤种有些指标不能满足排放要求。脱硝效率一般在85%左右，若实施一层催化剂进行脱硝后，根据计算NOx排放＜60mg/Nm3。
综上所述，本项目建议采用省煤器分级布置方案，且预留一层脱硝装置，为今后满足日益提高的环保排放要求、锅炉宽负荷脱硝和安全经济的机组运行做好准备。
参考文献：
[1]某燃煤发电项目可行性研究报告
[2]华东电力设计院某燃煤发电项目全负荷脱硝专题报告
[3]蒋燕妮，吴其荣，赵伟俊，等火电厂低负荷脱硝研究[J].能源与环境
[4]苏晖.全负荷SCR脱硝技术研究[J].科学视界
[5]周宏宝.火电机组宽负荷脱硝技术探讨[J].电子世界