1引言

以煤为中心的能源结构，直接燃烧利用是中国大气污染的主要原因之一。因此，为了保障空气质量，必须采用先进的污染物管理技术来控制燃煤机组的污染物排放总量，并执行更严格的排放标准。在环保部于2011年7月发布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中，要求燃煤锅炉氮氧化物（以NO2计）排放浓度低于100mg/Nm3或200mg/Nm3。

2014年9月，在发展改革委员会、环境保护部、能源局共同发行的《煤电节能减排升级和改造行动计划(2014-2021年)》中，煤炭单元必须满足最低技术出力以上的全负荷，全时间段稳定达到排放要求，即大气污染物排放浓度基本符合煤气单元排放限制要求，其中氮氧化物(NO2计)排放浓度在50mg/Nm3以下。

2021年12月，环境保护部、发展改革委员会、能源局再次共同发行了《全面实施燃煤发电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求东部、中部和西部地区分别在2021年、2021年和2021年前完成超低排放改造。发展改革委员会、环境保护部、能源局于2021年12月2日共同发行的燃煤发电厂超低排放电费支持政策相关问题的通知(发展改革价格[2021]2835日)明确规定，对合格检查并符合超低排放要求的燃煤发电企业提供适当的网络电费支持。

其中，到2021年1月1日为止，实现并联网运行的超低排放单元，统一购买的网络电力提高1分/kW-h、0.5分/kW-h(含税)，提高电力与实现超低排放的时间比率有关。另外需要注意的是，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准，即视为该时段不符合超低排放标准。综上所述，国家从排放标准和鼓励政策两个方面引导全负荷脱硝的实现。

目前，广泛应用的烟雾脱硝技术是选择性催化还原法(SCR)。为了满足SCR催化剂的温度窗，在SCR反应器的设计过程中，一般要求入口烟气温度为320的设计过程中。在实际运行过程中，由于锅炉负荷受电网控制，无法长期高负荷运行，部分锅炉运行在50%以下时，SCR入口烟温低于320温，SCR无法正常运行，NOX排放浓度过低，催化剂无效，氨增加等。因此，需要采用宽负荷脱硝技术来满足NOX放要求，实现最低技术出力以上全负荷，全时段稳定达到排放要求。

2宽负荷脱硝技术

宽负荷脱硝技术主要分为低温催化剂和锅炉侧改造。低温催化剂主要通过扩大脱硝催化剂温度窗口，可以在低负荷烟草温度条件下保证脱硝效率。但燃煤电站锅炉低温SCR催化剂技术目前尚未应用于工程。锅炉侧改造主要通过改造锅炉烟风、蒸汽系统(含煤器)，提高锅炉低负荷时SCR入口烟温，实现正常脱硝。其中，锅炉侧改造的主要技术包括:省煤器旁路(烟气或水旁路)、省煤器隔离、供水加热、省煤器等级，都有工程应用。

2.1省煤器旁路

省煤器旁路在省煤器排烟或供水侧设旁路，用于减少低负荷时省煤器吸热，提高SCR入口烟温。

2.1.1省煤器排烟旁路

低负荷时，将省煤器入口部分高温排烟经旁路直接引入省煤器出口排烟道，提高SCR入口排烟温度。该技术的优点是系统简单，投资成本低，但低负荷运显的缺点，低负荷运行时节约煤器的吸热量减少，空预器的排烟温度上升，锅炉效率下降。

另外，烟气隔断技术对隔断烟道挡板门的性能要求比较高，机组高负荷拆除隔断时，由于省煤器进口烟气温度能达到500℃以上，隔断调节挡板在高温下极易变形，造成内漏，同样会提高烟气温度，影响锅炉的经济性。同时，满载时挡板内泄漏量大，节煤器出口烟气温度可能达到400℃以上，催化剂烧结开始，烧结过程不可逆，催化剂活性下降。因此烟气旁路存在一定的技术风险。

2.1.2省煤器给水旁路

低负荷时，将省煤器入口的部分给水经旁路引入省煤器出口或锅炉下降管，通过调节旁路水量控制省煤器换热量，提高SCR入口烟温。该技术的优点是系统简单，投资成本低，但由于低负荷时省煤器出口烟雾温度低，如果需要保证省煤器出口烟雾温度，必然会增加旁路水流量，省煤器中介质超温，省煤器出口水温的不足无法满足单元的安全运行要求。此外，该方案与烟气旁路一样，排烟温度上升，影响单元的经济性。目前国内尚未见成功应用案例，因此不建议采用此方案。

2.2省煤器分隔

省煤器分隔技术是将原省煤器烟道用分隔板分隔为多个内置独立通道，分别设置烟道挡板。低负荷时，通过调节烟道挡板门，减少煤炭交换器的热量，提高SCR入口的烟温。该技术的优点是投资成本低，能够满足温度上升的需求，但由于挡板门运行高温高灰，对其可靠性要求高，另外，由于烟道分离，吹灰有一定的难易度，该技术也降低了锅炉效率。

2.3供水加热

供水加热技术是通过提取蒸汽或其他热源加热节煤器的入口供水，降低节煤器的传热温差，减少换热量，提高节煤器的出口烟温。

2.3.1炉水循环

炉水循环是安装炉水循环回路，抽取炉水加热省煤器供水。低负荷时，将部分炉水引入省煤器入口，提高省煤器进口水温，减少省煤器换热，提高SCR入口烟温。该技术系统简单，调节灵活，但主要用于蒸汽炉泵馀量大的情况下，锅炉效率也会下降。

2.3.2零号高加

零号高加技术是在回热系统的1号高加之前增0号高加。低负荷时，投入零号高加提升给水温度，降低省煤器换热量，进而提高省煤器出口烟温。零号高会降低汽车的热消耗，但系统复杂，锅炉效率也会降低。

2.4省煤器等级

省煤器等级将省煤器尾端部分受热面移至SCR反应器出口，通过降低SCR前省煤器的换热量，提高SCR入口烟温，保证SCR装置的宽负荷运行。省煤器分级的优点是温度调节范围大，运行稳定，锅炉侧的传热过程和分配没有变化，对锅炉效率等性能指标没有影响。但对改造项目会涉及部分省煤器的拆除及新增省煤器，因此成本较高，系统改造相对复杂。

3结论

电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，现有宽负荷脱硝技术可满足宽负荷脱硝要求。经过技术经济的比较，建议新单元优先采用省煤器等级宽负荷脱硝技术，建议改造单元通过技术经济选择合适的技术改造方案。