技术
随着环境治理的严峻形势，我国对NOx的排放限制将日益严格，国家环境保护部已经颁布了枟火电厂氮氧化物防治技术政策枠，明确在“十二五”期间将全力推进我国NOx的防治工作，将燃煤电站锅炉NOx排放质量浓度（标准状态下，干基，氧体积分数φ（O2）＝6％，下同）限定为100mg／m3。
目前国内外电站锅炉控制NOx技术主要有2种［1–4］：一种是控制生成，主要是在燃烧过程中通过各种技术手段改变煤的燃烧条件，从而减少NOx的生成量，即各种低NOx技术；二是生成后的转化，主要是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除掉，如选择性催化还原法（ive catalytic reduction，SCR）、选择性非催化还原法［1–8］。
某电厂3号、4号锅炉为上海锅炉厂有限公司引进法国ALSTOM技术自行设计制造的1913t／h超临界直流锅炉，在低负荷下，SCR入口烟气温度不能满足SCR反应器中催化剂的温度要求。随着NOx排放要求的进一步严格执行，低负荷时无法投运SCR将不能适应国家及地方环保标准，导致高额罚款甚至停止发电进行整改的严重后果。
为此，必须寻求SCR入口烟气温度不满足SCR反应器中催化剂温度要求的解决方案。本文研究了3种改造方案，分析了3种改造方案的优缺点，并通过现场改造实践证明，改造方案三能够满足SCR脱硝系统全负荷投运要求，工程改造取得了较好的效果。
本文针对目前燃煤机组SCR脱硝系统全负荷投运改造方案选取和工程实践效果分析，对我国其他火电厂SCR脱硝系统改造，具有较好的借鉴价值。
1锅炉设备情况
3号、4号锅炉为超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流燃煤锅炉，本体型式为单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型、露天布置。燃烧方式采用低NOx同轴燃烧系统。表1为锅炉设计参数，表2为锅炉运行煤质的情况。
表1锅炉设计参数
表2运行煤质
省煤器布置于锅炉的后烟井低温再热器下面，有3组采用光管蛇形管，顺列排列，与烟气成逆流布置。
2脱硝全负荷投运存在的技术问题
通过现场测试，锅炉省煤器的出口烟温曲线如图1所示。
图1掺烧石炭煤时各负荷段下省煤器出口烟温
由图1可以看出，该电厂3号锅炉在400MW运行时省煤器出口烟温为298℃，已经低于SCR装置的最佳反应温度范围。随着负荷的降低，省煤器出口的烟气温度进一步降低，将不得不退出SCR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偏差，大约负荷低于450MW时，SCR入口处的烟气温度达不到SCR装置允许运行最低温度（314℃）的要求。在210～250MW负荷区间，SCR入口处的烟气温度甚至只有260～270℃，脱硝系统根本不可能投运。
此原因直接导致2013年度该机组SCR投运率只有45％。查看锅炉不同负荷时的运行状况，以2012年8月8日部分时段3号炉的运行数据为例，如图2所示。
图2 3号炉省煤器出口烟气温度随负荷变化曲线
由图2可以看出，600MW负荷下，省煤器出口烟气温度在346℃左右，300MW负荷下，省煤器出口烟气温度在297℃左右。另根据4号炉2013年7月运行画面，在600MW负荷下，省煤器出口烟气温度为357℃。
从3号炉和4号炉运行数据可以看出，在2014年1月之前，省煤器出口烟气温度是较高的。2011—2013年，机组燃煤以低熔点高水分的神华煤、印尼煤为主，锅炉受热面存在结焦现象，且其氧量运行值较目前的数值大，故排烟温度也偏高。燃用当前煤种，3号、4号炉均不存在结焦现象，且考虑到低氮燃烧问题，目前运行氧量一般也较低。
因此，按照目前的燃煤及氧量控制，即使在夏季，省煤器出口烟气温度也不会高于2013以前的水平。GB13223—2011《火电厂大气污染排放标准》要求，2014年7月1日后所有燃煤锅炉氮氧化物排放须不超过100mg／m3。为达到这一排放指标，电厂不仅使用了炉内低氮燃烧器，还完成了SCR脱硝改造。
通常SCR装置的最佳反应温度范围为320～400℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化（该电厂催化剂温度范围为314～400℃）。通常按照锅炉的正常负荷设计省煤器出口烟温，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足SCR装置投运的温度要求。
虽然可通过燃烧调整、燃煤掺烧以及降低催化剂的喷氨温度等措施，来降低各个负荷段的NOx的排放，但是仍然不能满足要求。随着NOx排放要求的进一步严格执行，低负荷时无法投运SCR将不能适应国家及地方污染排放标准的要求。对此，必须对锅炉进行相应改造，以解决这一问题。
