火电灵活性改造形势下的低负荷脱硝

环保网讯:本文讨论了火电灵活性形势下的低负荷脱硝技术选择。参考了通用电气公司(GE)对外交流材料。

1市场驱动力和需求

1.1超低排放

发改委、环保部、能源局三部委于2015年12月11日印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求电厂于2020年前实现超低排放，并且东部、中部提前到2017、2018年完成。其中NOX排放要求达到<50mg/M3(基准含氧量6%)。“十三五”期间，燃煤电厂超低排放改造规模约4.2亿千瓦。

1.2灵活性改造

2016年6月14日能源局正式启动提升火电灵活性改造示范试点工作，并公布了22个试点项目约18GW装机。技术要求是：(1)使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%～50%额定容量;(2)纯凝机组增加15%～20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%～35%额定容量;(3)部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%～25%。

“十三五”期间，灵活性改造规模达2.2亿千瓦，其中热电机组1.33亿千瓦(主要在三北地区)，纯凝机组0.87亿千瓦。规模不小，约占现有煤电装机的25%左右。

1.3问题的提出

灵活性改造形势下，原先改造过的未必能达到低负荷(有的叫宽负荷)脱硝要求;没有改造过的当然要考虑改造。那么，什么是最适合的低负荷脱硝技术路线呢?

脱硝当然主要靠尾部烟气的选择性催化还原(SCR)。问题是催化剂娇贵得很，烟温低不成高不就，烟温高了低了都不玩。

各电厂的情况如炉型、煤种有所不同，烟温-负荷曲线有所不同，但下降趋势是一样的。如果没有有措施，有的电厂在50%负荷左右SCR就因达不到入口烟温而退出运行，SCR成了摆设。在30%负荷甚至未来20%负荷下，SCR入口烟温要提升几十度，哪种方法是最可靠、经济的手段?

2低负荷脱硝技术

微信圈里已经有不少文章介绍过低负荷脱硝技术。这里也做个详细的汇总。

2.1分割布置省煤器

也有叫分级省煤器。

原理：将部分省煤器管排移至SCR之后，减少了前部省煤器吸热量从而提高SCR入口烟温。

优点：移到SCR后面的省煤器受热面继续降低SCR排出的烟气温度，不抬高空预器出口烟温，理想状态下不降低锅炉效率。

缺点：1)改造受限于SCR后烟道空间与荷载;2)施工周期长;3)改造成本高;4)改造后无法调节烟温，煤种适应性差;5)提温幅度受限于满负荷下烟温;不适用于超低负荷要求，工况适应性差。有可能高负荷下超温而低负荷下欠温，这叫甘蔗没有两头甜。

结论：不推荐做灵活性改造用

2.2弹性回热技术

也有叫0号高加方案。

原理：在高压缸选合适的抽汽点(如补气阀位置)，增加抽汽可调式给水加热器。在低负荷时开启、调节加热器维持给水温度，减少省煤器换热温差，减少省煤器对流换热量，从而提高省煤器入口烟温。

优点：相当于低负荷下形成了回热，提高热力系统循环效率;提高机组调频能力。

缺点：1)要有合适的抽汽点;2)改造量比较大。

目前应用不多，据报导有上海外三电厂和浙能嘉华电厂采用。

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