摘要：本文主要分析某个电厂在正常运行的过程当中，超临界机组宽负荷脱硝技术的具体应用，我们主要针对燃煤机组在低负荷的脱硝装置，因为烟温而不能够满足投运要求的问题，并且以660MW超临界的机组作为研究的案例，提出了几种类型的改进方案。
关键词：宽负荷脱硝；脱硝装置；给水旁路；省煤器再循环
自从2014年7月1日我国发布了《火电厂大气污染物排放标准》之后，所有的火电厂氮氧化物的排放量都必须要受到限制，而且排放的限制是100mg/Nm3。在相关的排放标准发布之后，我国的环保、发改委以及能源局都进行联合会议，并且发布了节能减排升级的改造计划，要求在十三五期间，所有的电厂在日常生产的过程当中，对于大气污染物的排放，必须要控制在超低标准之内，也就是说原本限定的氮氧化物排放值，要不得高于原本限制的35mg/Nm3。同时，为了协调各区域之间的电网调度，目前火电机组都必须要参与调峰，需要调差能力达到额定容量的50%甚至更低。为达到上述的标准，就要求机组在各负荷区域，脱硝装置均能够连续、稳定的投运。而SCR装置内催化剂最佳稳定范围为：300°C-400°C。
一、常见的实现超低排放的脱硝技术手段
我国大部分的火电厂在日常运营的过程当中，要想实现脱硝完之后完成超低排放的目标，就需要使用合理的技术手段，比如说降低脱硝投入的温度，所以有部分火电厂会与催化剂的厂家进行协调以及沟通，将脱硝使用到的催化剂投入的温度降到285°C左右，这样就可以达到有效进行超低减排的目的。在对临机进行加热时，需要保证临机轴向位移不超标的情况下给予足够的水量，一般情况下都是每个小时400吨左右，这时要给水加热到35°C，最高可以加热到50°C。现在为了实现超低排放的目的，工作人员将整个机器改成了机组切钢，这样就可以保证水的温度可以不下降。
二、改造之前的机组脱硝装置运行情况
本次研究所分析的锅炉是在660MW到临界的基础上运行的，工作人员就需要将脱硝装置设置在空气预热器以及锅炉省煤器之间。该脱硝装置在正常运营的过程当中会受到催化剂特性的影响，这是整个机组的脱硝装置会根据入口烟温进行不同的运行状态，比如说在295°C时脱硝装置就会退出运行，如果温度达到305°C那么脱硝装置就会发出报警响应。那么通过对整个基础运营过程当中的各组数据以及参数进行分析之后，我们可以推断出，如果一个机组它的负荷是在50%以上，那么脱硝装置就能够处于正常运行的状态当中，但是当它的负荷降低时，入口的烟温就会过低，那么脱硝装置就无法正常的运行。
三、宽负荷脱硝改造方案的选择
针对以上问题，工作人员提出了多种具有针对性的改造方案，而且具体是针对低负荷下脱硝装置入口烟温低的问题，但是针对研究过程当中所分析的某厂机组的具体情况，工作人员必须要对相对的设备进行有效的改造之后才可以解决这一问题，并且根据火电厂具体的运行情况，来对提出来的方案进行完善。那么在本次研究当中所提出的方案有多种，首先是给水旁路，给水旁路＋省煤器再循环以及省煤器分级，烟气旁路等等，这些不同的装置都具有不同的改造效果安全性，而且在运行方式，投资成本，经济影响甚至是施工的周期方面，都存在比较大的差距。通过对比和分析之后，可以发现这4种不同类型的改造方案针对火电厂目前的机组现状来说，能够保证整个工程安全性以及获得相应的经济效益的是给水旁路＋省煤器再循环方案。
这种方案从它的改造效果来看，可以使得相关负荷的脱硝装置入口烟温不会达到315°C，具有比较高的安全性以及可靠性，它的运行方式会随着负荷的变化对阀门的全开进行有效的调节，在投资成本方面大约是1000万元左右，安装的周期是四周，从经济性的角度来进行分析，它每年的燃煤成本增加在27万元左右，而维护成本则是在30万元左右。本方案可以简单叙述为：通过水旁路来减少进水量，同时利用炉水循环泵将炉水注入给水管道，减少对流换热量，从而提高SCR入口烟温的目的。
四、改造之后的效果以及效果分析
通过改造之后的具体使用情况以及相关的参数进行分析之后，我们可以发现改造之后可以直观的比较不同系统对脱硝装置入口烟温进行比较，而且还提高了烟温的提升能力，单独对这两个系统进行试验之后可以发现，最终的使用能力不比负荷之后的使用能力。如果说工作人员在对整个机组进行改造时，仅仅是投运给水旁路系统，那么要想更好的将脱硝装置入口的烟气温度进行提高，那么就是要先将进入到省煤器的水流量进行减小，这样就可以更好的降低省煤器的吸热量。如果机主仅仅是投运给省煤器再循环系统那么，工作人员就需要向将省煤器出口的比较高的温度和水进行混合之后，将省煤器入口的水温进行提高，接着减少整个省煤器换热之间的温差，这样就可以更好的提高脱硝装置入口的烟温。而且通过时间适应之后，对收集到的数据进行分析，可以发现单独对省煤器的循环系统进行投运，有可能会使得省煤器的出口出现温度过冷的情况，在负荷达到稳定值之后，随着循环泵出口的调节阀宽度增大，过冷度会先增大，最后再减小。如果说机组投运给水旁路+省煤器再循环负荷系统，那么通过这个系统脱硝装置的入口烟温度就可以得到有效的提升，而提高的温度在9°C左右之后，在逐渐的给水旁路系统进行投入，那么整个省煤器的给水量就可以减少，在配合热水混入，使省煤器入口水温升至286°C,温差减小，更大程度地减少了省煤器水侧的吸热，这种操作完全可以满足脱硝装置入口烟温的各项要求。
结束语
按照以上的技术和方法进行产品的生产操作，电厂的机组在经过几次的启动之后，都能够顺利的投运。总而言之，根据我国环保部门以及能源局所发布的公告，使用上述所研究的脱硝装置以及相应的工艺来展开具体的脱硝操作，可以具有比较大的使用价值。但是从具体的情况来看，在绝大多数的时候机组的运行过程仍然会存在低负荷的情况，这时脱硝装置的用户不存在烟温不足的问题，那么在本次研究当中，我们所分析的工艺脱硝改造对于这个问题能够得到很好的解决，并且整个装置都可以顺利的投入到运行的过程当中，脱硝装置入口烟温的效果所提升的效果也是非常明显的，与其他同类型的机组相比具有比较高的参考价值。
综上所述，对于一些已经有炉水循环泵的机组以及火电厂来说，他们可以利用机组原有的炉水循环泵进行重新设计，并且设计成省煤器的再循环系统，这些系统的运用与原本的炉水循环泵相比，可以更好的对整个工程的投资成本进行降低，但是需要注意的是工作人员必须要考虑到炉水泵的启动以及停止的环节，甚至对于控制方式等方面的影响因素也要进行慎重考虑。如果说火电厂在针对一些不带有炉水循环泵的机组进行改造时，则需要另外的设置相应的循环泵，这样就可以达到改造工程投资成本的目的，但是在设置相应的循环泵之前，必须要考虑到循环泵出力以及管道出现阻力的这些问题。
参考文献：
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