全负荷脱硝技术的应用与分析摘要在锅炉省煤器中添加热水再循环系统，并增加邻机 2 号抽汽管路，将其应用于某 600MW 亚临界机组。结果表明：在 30%锅炉最大连续出力（BMCR）工况下，泵入热水再循环质量流量为 900t/h，省煤器出口烟气温度达到 309.10℃，增幅为 30.80K，可达到脱硝要求；在启动工况下邻机蒸汽可将本机给水温度从 154.22℃提升到 194.53℃，省煤器出口烟气温度可达到 301.77℃，同样满足脱硝要求。关键词：热水再循环；邻机加热；烟气温度；全负荷脱硝；省煤器随着经济社会进展的转型和新能源行业的进步，电网负荷峰谷差不断增大，对于电网调峰的需求也渐渐增加。与新能源等电力来源相比，煤电具备较好的调峰性能，火电机组尤其是燃煤机组频繁启停和持续低负荷运转已成为常态。目前，燃煤机组深度调峰最低负荷约为 30%，当燃煤机组在低负荷下运转时省煤器出口烟气温度降低。同时，我国燃煤机组普遍采纳选择性催化还原（SCR）法进行烟气脱硝，假如省煤器出口烟气温度降至300℃，即会低于大部分 SCR 催化剂最佳反应温度范围的下限，使催化剂活性降低，造成氨逃逸率提高和 NOx 排放量超标。因此，亟需寻求方案来解决燃煤机组启停和持续低负荷运转时省煤器出口烟气温度偏低的问题。魏刚等针对国投天津北疆电厂低负荷下对温度提升要求不高、工程周期短的实际情况，选用烟气旁路方案，以降低烟气放热量，使 SCR入口烟气温度提高 15～20K。关键等提出采纳省煤器给水旁路方案，以某 300MW 燃煤电站锅炉为对象进行多种负荷下的试验讨论。曹建文提出给水旁路+省煤器再循环方案，与给水旁路方案相比，该方案叠加效果显著。李沙提出通过省煤器分级方案改造某电厂 600MW 机组，将省煤器受热面切除 33%，发现在 210MW 负荷下 SCR 入口烟气温度提高30K。廖永进等分析了在烟气旁路方案下不同旁路烟气比例对于烟气温度的调节能力。综合上述讨论发现，以上技术方案提升烟气温度幅度有限，在极低负荷区间和启动过程当中仍无法满足 SCR 烟气温度要求，还会带来锅炉效率降低、漏风、积灰、催化剂失效和流场不均匀等不利影响。基于此，笔者提出一种热水再循环结合邻机加热技术的全负荷脱硝技术方案。1 技术方案Team Introduction全负荷脱硝要求满足机组启动过程和超低负荷工况下省煤器出口烟气温度要求。为此，提出一种热水再循环+邻机加热技术方案，方案系统见图 1。其中，热水再循环将下降管中工质通过循环泵引至省煤器入...
