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本文简要介绍了天津军电热电有限公司2×350MW燃煤发电机组锅炉宽负荷脱硝的研究与应用的背景和意义、技术路线和方案选择及改造效果。宽负荷脱硝的研究与应用的成功，对于火力发电企业燃煤发电机组既能适应电网调峰要求又能满足环境保护的要求，具有较好的示范作用。
1项目背景和意义
1.1背景
目前火力发电厂燃煤发电机组锅炉的脱硝装置大多数采用选择性催化还原类（即SCR装置），SCR装置布置在锅炉尾部省煤器和空气预热器之间，采用的催化剂要求的通常工作温度范围一般在300～400℃之间（与煤种、催化剂类型等相关，一些催化剂要求的最低喷氨温度达到310℃甚至更高），超过（高于或低于）温度范围时催化剂将不能发挥应有的作用。
天津军电热电有限公司两台350MW机组锅炉的脱硝装置采用选择性催化还原类（即SCR装置），配置的催化剂为美国原装进口产品，要求的工作温度范围在330～450℃之间。改造前，一般机组负荷达到280MW时，锅炉烟气温度可满足330℃以上，脱硝装置方可投入运行。
常规锅炉设计中，会存在如下问题：在机组负荷较高时，脱硝装置进口烟温正好在催化剂正常运行范围；而在机组负荷较低时，脱硝装置进口烟温较低，低于催化剂的正常使用温度。若在低负荷时将脱硝装置进口的设汁烟温提高到满足催化剂的要求，则在高负荷时烟温会更高，引起排烟温度高，锅炉效率低，煤耗量大。
因此，一般情况下锅炉设计时，都按在高负荷时满足较低的排烟温度来进行设计，以确保锅炉的高效率，提高机组经济性。但是，由于电网用电量波动很大，需要发电企业的发电机组既能在用电量高时带满负荷，又能在用电量低时降低负荷，一般电网要求发电企业的发电机组最低能在40%负荷下安全运行，这将致使发电机组在低负荷时只能将锅炉脱硝装置解列运行，从而不能满足国家环保对燃煤发电机组锅炉烟气氮氧化物排放指标的要求。
1.2意义
随着国家对环境保护的日趋重视，对火力发电企业燃煤发电机组锅炉烟气污染物排放要求越来越高，为适应电网对发电机组调峰能力的要求，同时也能控制和保证燃煤发电机组在40%负荷工况下运行时锅炉烟气氮氧化物排放达到环保要求，需要对锅炉进行宽负荷脱硝改造。2技术路线的选择确定要实现SCR脱硝装置宽负荷运行，目前技术改造路线有两个：
技术路线一是让催化剂适应锅炉烟温，采用低温催化剂替代现有催化剂。技术路线二是让锅炉烟温适应现有催化剂，改造锅炉省煤器及烟风系统等。因烟气低温SCR催化技术目前尚不成熟，没有应用于工程实践的低温脱硝催化剂，因此只能采用技术路线二。
3锅炉烟温适应催化剂技术方案比选与确定
3.1提高SCR入口烟气温度的方案
3.1.1省煤器分级布置
本方案的基本原理是：在进行热力计算的基础上，将锅炉尾部烟道布置的省煤器一分为二，第一部分仍然布置于锅炉尾部烟道，第二部分布置在SCR反应器后，SCR反应器下部的省煤器可以称之为一级省煤器，锅炉尾部烟道布置的省煤器称之为二级省煤器，如图1。
省煤器给水直接引至位于SCR反应器后面的一级省煤器，从一级省煤器出来的热水通过连接管道引接至二级省煤器。这样的方法是通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口温度最低要求的目的。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最低稳燃负荷以上所有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。
3.1.2烟气旁路系统
本方案的基本原理是：在省煤器进口位置的烟道上开孔，设置烟气旁路挡板，抽一部分高温烟气至SCR入口处（目的是提高混合效果，可以在尾部后烟道低温过热器管屏中、下层之间抽高温烟气）。在低负荷时，通过调节旁路挡板抽取较高温烟气与省煤器出口的烟气混合，使低负荷时SCR入口处烟气温度提高，达到最低喷氨温度要求；在高负荷时，关闭烟气旁路挡板，如图2。
图1省煤器系统分级图
2烟气旁路系统示意图布置示意图
