本文討論了火電靈活性形勢下的低負(fù)荷脫硝技術(shù)選擇。參考了通用電氣公司(GE)對外交流材料。

1市場驅(qū)動力和需求

1.1超低排放

發(fā)改委、環(huán)保部、能源局三部委于2015年12月11日印發(fā)《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》，要求電廠于2020年前實現(xiàn)超低排放，并且東部、中部提前到2017、2018年完成。其中NOX排放要求達到<50mg/M3(基準(zhǔn)含氧量6%)?！笆濉逼陂g，燃煤電廠超低排放改造規(guī)模約4.2億千瓦。

1.2靈活性改造

2016年6月14日能源局正式啟動提升火電靈活性改造示范試點工作，并公布了22個試點項目約18GW裝機。技術(shù)要求是：(1)使熱電機組增加20%額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)出力達到40%～50%額定容量;(2)純凝機組增加15%～20%額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)出力達到30%～35%額定容量;(3)部分具備改造條件的電廠預(yù)期達到國際先進水平，機組不投油穩(wěn)燃時純凝工況最小技術(shù)出力達到20%～25%。

“十三五”期間，靈活性改造規(guī)模達2.2億千瓦，其中熱電機組1.33億千瓦(主要在三北地區(qū))，純凝機組0.87億千瓦。規(guī)模不小，約占現(xiàn)有煤電裝機的25%左右。

1.3問題的提出

靈活性改造形勢下，原先改造過的未必能達到低負(fù)荷(有的叫寬負(fù)荷)脫硝要求;沒有改造過的當(dāng)然要考慮改造。那么，什么是最適合的低負(fù)荷脫硝技術(shù)路線呢?

脫硝當(dāng)然主要靠尾部煙氣的選擇性催化還原(SCR)。問題是催化劑嬌貴得很，煙溫低不成高不就，煙溫高了低了都不玩。

各電廠的情況如爐型、煤種有所不同，煙溫-負(fù)荷曲線有所不同，但下降趨勢是一樣的。如果沒有有措施，有的電廠在50%負(fù)荷左右SCR就因達不到入口煙溫而退出運行，SCR成了擺設(shè)。在30%負(fù)荷甚至未來20%負(fù)荷下，SCR入口煙溫要提升幾十度，哪種方法是最可靠、經(jīng)濟的手段?

2低負(fù)荷脫硝技術(shù)

微信圈里已經(jīng)有不少文章介紹過低負(fù)荷脫硝技術(shù)。這里也做個詳細(xì)的匯總。

2.1分割布置省煤器

也有叫分級省煤器。

原理：將部分省煤器管排移至SCR之后，減少了前部省煤器吸熱量從而提高SCR入口煙溫。

優(yōu)點：移到SCR后面的省煤器受熱面繼續(xù)降低SCR排出的煙氣溫度，不抬高空預(yù)器出口煙溫，理想狀態(tài)下不降低鍋爐效率。

缺點：1)改造受限于SCR后煙道空間與荷載;2)施工周期長;3)改造成本高;4)改造后無法調(diào)節(jié)煙溫，煤種適應(yīng)性差;5)提溫幅度受限于滿負(fù)荷下煙溫;不適用于超低負(fù)荷要求，工況適應(yīng)性差。有可能高負(fù)荷下超溫而低負(fù)荷下欠溫，這叫甘蔗沒有兩頭甜。

結(jié)論：不推薦做靈活性改造用

2.2彈性回?zé)峒夹g(shù)

也有叫0號高加方案。

原理：在高壓缸選合適的抽汽點(如補氣閥位置)，增加抽汽可調(diào)式給水加熱器。在低負(fù)荷時開啟、調(diào)節(jié)加熱器維持給水溫度，減少省煤器換熱溫差，減少省煤器對流換熱量，從而提高省煤器入口煙溫。

優(yōu)點：相當(dāng)于低負(fù)荷下形成了回?zé)?，提高熱力系統(tǒng)循環(huán)效率;提高機組調(diào)頻能力。

缺點：1)要有合適的抽汽點;2)改造量比較大。

目前應(yīng)用不多，據(jù)報導(dǎo)有上海外三電廠和浙能嘉華電廠采用。