深度分析火电灵活性改造形势下的低负荷脱硝技术选择

北极星环保网讯: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，“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。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，并感谢同事尹向梅、焦永刚、赵冬贤、李春吉等在资料收集和讨论中给予的帮助。

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

延伸阅读：

火电灵活性改造技术研讨会

燃煤电厂宽负荷脱硝技术探讨

一文全面了解脱硝技术及SCR系统主要构成

主流脱硝工艺技术经济比选大全：SCR与SNCR脱硝技术探讨