1引言

以煤為中心的能源結(jié)構(gòu)，直接燃燒利用是中國(guó)大氣污染的主要原因之一。因此，為了保障空氣質(zhì)量，必須采用先進(jìn)的污染物管理技術(shù)來控制燃煤機(jī)組的污染物排放總量，并執(zhí)行更嚴(yán)格的排放標(biāo)準(zhǔn)。在環(huán)保部于2011年7月發(fā)布的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）中，要求燃煤鍋爐氮氧化物（以NO2計(jì)）排放濃度低于100mg/Nm3或200mg/Nm3。

2014年9月，在發(fā)展改革委員會(huì)、環(huán)境保護(hù)部、能源局共同發(fā)行的《煤電節(jié)能減排升級(jí)和改造行動(dòng)計(jì)劃(2014-2021年)》中，煤炭單元必須滿足最低技術(shù)出力以上的全負(fù)荷，全時(shí)間段穩(wěn)定達(dá)到排放要求，即大氣污染物排放濃度基本符合煤氣單元排放限制要求，其中氮氧化物(NO2計(jì))排放濃度在50mg/Nm3以下。

2021年12月，環(huán)境保護(hù)部、發(fā)展改革委員會(huì)、能源局再次共同發(fā)行了《全面實(shí)施燃煤發(fā)電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》，要求東部、中部和西部地區(qū)分別在2021年、2021年和2021年前完成超低排放改造。發(fā)展改革委員會(huì)、環(huán)境保護(hù)部、能源局于2021年12月2日共同發(fā)行的燃煤發(fā)電廠超低排放電費(fèi)支持政策相關(guān)問題的通知(發(fā)展改革價(jià)格[2021]2835日)明確規(guī)定，對(duì)合格檢查并符合超低排放要求的燃煤發(fā)電企業(yè)提供適當(dāng)?shù)木W(wǎng)絡(luò)電費(fèi)支持。

其中，到2021年1月1日為止，實(shí)現(xiàn)并聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行的超低排放單元，統(tǒng)一購(gòu)買的網(wǎng)絡(luò)電力提高1分/kW-h、0.5分/kW-h(含稅)，提高電力與實(shí)現(xiàn)超低排放的時(shí)間比率有關(guān)。另外需要注意的是，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放中有一項(xiàng)不符合超低排放標(biāo)準(zhǔn)，即視為該時(shí)段不符合超低排放標(biāo)準(zhǔn)。綜上所述，國(guó)家從排放標(biāo)準(zhǔn)和鼓勵(lì)政策兩個(gè)方面引導(dǎo)全負(fù)荷脫硝的實(shí)現(xiàn)。

目前，廣泛應(yīng)用的煙霧脫硝技術(shù)是選擇性催化還原法(SCR)。為了滿足SCR催化劑的溫度窗，在SCR反應(yīng)器的設(shè)計(jì)過程中，一般要求入口煙氣溫度為320的設(shè)計(jì)過程中。在實(shí)際運(yùn)行過程中，由于鍋爐負(fù)荷受電網(wǎng)控制，無法長(zhǎng)期高負(fù)荷運(yùn)行，部分鍋爐運(yùn)行在50%以下時(shí)，SCR入口煙溫低于320溫，SCR無法正常運(yùn)行，NOX排放濃度過低，催化劑無效，氨增加等。因此，需要采用寬負(fù)荷脫硝技術(shù)來滿足NOX放要求，實(shí)現(xiàn)最低技術(shù)出力以上全負(fù)荷，全時(shí)段穩(wěn)定達(dá)到排放要求。

2寬負(fù)荷脫硝技術(shù)

寬負(fù)荷脫硝技術(shù)主要分為低溫催化劑和鍋爐側(cè)改造。低溫催化劑主要通過擴(kuò)大脫硝催化劑溫度窗口，可以在低負(fù)荷煙草溫度條件下保證脫硝效率。但燃煤電站鍋爐低溫SCR催化劑技術(shù)目前尚未應(yīng)用于工程。鍋爐側(cè)改造主要通過改造鍋爐煙風(fēng)、蒸汽系統(tǒng)(含煤器)，提高鍋爐低負(fù)荷時(shí)SCR入口煙溫，實(shí)現(xiàn)正常脫硝。其中，鍋爐側(cè)改造的主要技術(shù)包括:省煤器旁路(煙氣或水旁路)、省煤器隔離、供水加熱、省煤器等級(jí)，都有工程應(yīng)用。

2.1省煤器旁路

省煤器旁路在省煤器排煙或供水側(cè)設(shè)旁路，用于減少低負(fù)荷時(shí)省煤器吸熱，提高SCR入口煙溫。

2.1.1省煤器排煙旁路

低負(fù)荷時(shí)，將省煤器入口部分高溫排煙經(jīng)旁路直接引入省煤器出口排煙道，提高SCR入口排煙溫度。該技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)是系統(tǒng)簡(jiǎn)單，投資成本低，但低負(fù)荷運(yùn)顯的缺點(diǎn)，低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)節(jié)約煤器的吸熱量減少，空預(yù)器的排煙溫度上升，鍋爐效率下降。

另外，煙氣隔斷技術(shù)對(duì)隔斷煙道擋板門的性能要求比較高，機(jī)組高負(fù)荷拆除隔斷時(shí)，由于省煤器進(jìn)口煙氣溫度能達(dá)到500℃以上，隔斷調(diào)節(jié)擋板在高溫下極易變形，造成內(nèi)漏，同樣會(huì)提高煙氣溫度，影響鍋爐的經(jīng)濟(jì)性。同時(shí)，滿載時(shí)擋板內(nèi)泄漏量大，節(jié)煤器出口煙氣溫度可能達(dá)到400℃以上，催化劑燒結(jié)開始，燒結(jié)過程不可逆，催化劑活性下降。因此煙氣旁路存在一定的技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)。

2.1.2省煤器給水旁路

低負(fù)荷時(shí)，將省煤器入口的部分給水經(jīng)旁路引入省煤器出口或鍋爐下降管，通過調(diào)節(jié)旁路水量控制省煤器換熱量，提高SCR入口煙溫。該技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)是系統(tǒng)簡(jiǎn)單，投資成本低，但由于低負(fù)荷時(shí)省煤器出口煙霧溫度低，如果需要保證省煤器出口煙霧溫度，必然會(huì)增加旁路水流量，省煤器中介質(zhì)超溫，省煤器出口水溫的不足無法滿足單元的安全運(yùn)行要求。此外，該方案與煙氣旁路一樣，排煙溫度上升，影響單元的經(jīng)濟(jì)性。目前國(guó)內(nèi)尚未見成功應(yīng)用案例，因此不建議采用此方案。

2.2省煤器分隔

省煤器分隔技術(shù)是將原省煤器煙道用分隔板分隔為多個(gè)內(nèi)置獨(dú)立通道，分別設(shè)置煙道擋板。低負(fù)荷時(shí)，通過調(diào)節(jié)煙道擋板門，減少煤炭交換器的熱量，提高SCR入口的煙溫。該技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)是投資成本低，能夠滿足溫度上升的需求，但由于擋板門運(yùn)行高溫高灰，對(duì)其可靠性要求高，另外，由于煙道分離，吹灰有一定的難易度，該技術(shù)也降低了鍋爐效率。

2.3供水加熱

供水加熱技術(shù)是通過提取蒸汽或其他熱源加熱節(jié)煤器的入口供水，降低節(jié)煤器的傳熱溫差，減少換熱量，提高節(jié)煤器的出口煙溫。

2.3.1爐水循環(huán)

爐水循環(huán)是安裝爐水循環(huán)回路，抽取爐水加熱省煤器供水。低負(fù)荷時(shí)，將部分爐水引入省煤器入口，提高省煤器進(jìn)口水溫，減少省煤器換熱，提高SCR入口煙溫。該技術(shù)系統(tǒng)簡(jiǎn)單，調(diào)節(jié)靈活，但主要用于蒸汽爐泵馀量大的情況下，鍋爐效率也會(huì)下降。

2.3.2零號(hào)高加

零號(hào)高加技術(shù)是在回?zé)嵯到y(tǒng)的1號(hào)高加之前增0號(hào)高加。低負(fù)荷時(shí)，投入零號(hào)高加提升給水溫度，降低省煤器換熱量，進(jìn)而提高省煤器出口煙溫。零號(hào)高會(huì)降低汽車的熱消耗，但系統(tǒng)復(fù)雜，鍋爐效率也會(huì)降低。

2.4省煤器等級(jí)

省煤器等級(jí)將省煤器尾端部分受熱面移至SCR反應(yīng)器出口，通過降低SCR前省煤器的換熱量，提高SCR入口煙溫，保證SCR裝置的寬負(fù)荷運(yùn)行。省煤器分級(jí)的優(yōu)點(diǎn)是溫度調(diào)節(jié)范圍大，運(yùn)行穩(wěn)定，鍋爐側(cè)的傳熱過程和分配沒有變化，對(duì)鍋爐效率等性能指標(biāo)沒有影響。但對(duì)改造項(xiàng)目會(huì)涉及部分省煤器的拆除及新增省煤器，因此成本較高，系統(tǒng)改造相對(duì)復(fù)雜。

3結(jié)論

電站鍋爐寬負(fù)荷脫硝改造勢(shì)在必行，現(xiàn)有寬負(fù)荷脫硝技術(shù)可滿足寬負(fù)荷脫硝要求。經(jīng)過技術(shù)經(jīng)濟(jì)的比較，建議新單元優(yōu)先采用省煤器等級(jí)寬負(fù)荷脫硝技術(shù)，建議改造單元通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)選擇合適的技術(shù)改造方案。