燃煤电厂全负荷脱硝技术的应用研究

燃煤电厂全负荷脱硝技术的应用讨论摘要：为了解决宽负荷脱硝技术升温幅度有限、改造成本高的问题，对当前的宽负荷脱硝技术进行讨论，提出了一种全负荷脱硝技术方案，并将该技术应用于 300MW 机组和 600MW 机组。结果表明，该技术可有效提高 SCR 入口烟气温度，改造费用较低；系统投运后，可提高SCR 入口烟气温度至 310℃以上，实现 SCR 脱硝系统的全负荷工况运转。关键词：宽负荷脱硝；改造成本；SCR 入口烟温根据 GB13223—2025 火电厂大气污染物排放标准的要求，“十二五”期间，国内所有大中型火电厂都将完成脱硝改造。截至 2025 年，国内绝大部分大中型火电机组已经完成脱硝超低排放改造。近几年以来，随着风电、太阳能等清洁能源的陆续推广以及国内大型水电站的投运，根据国家政策及行业要求，火力发电行业须配合各类清洁能源发电系统运转，在必要时段参加调峰运转，国家及地方政策给予一定的调峰补贴费用。但机组运转参数偏低对机组，尤其是脱硝系统的运转产生了重要影响。目前，国内大部分火电厂选择采纳选择性催化还原脱硝技术（SCR），但由于 SCR 催化剂自身的微孔结构，当低于设计运转温度值时，烟气中的 NH4HSO4 由气态凝聚为液态，易发生催化剂的 NH4HSO4 中毒问题。由于机组长时间参加调峰运转，SCR 入口的烟气温度偏低，导致出现催化剂 NH4HSO4 中毒，催化剂活性降低，SCR 脱硝效率降低，脱硝系统用氨量增加、氨逃逸率上升的问题。同时，在火电厂运转时，要求脱硝系统在并网时即投入运转，这无疑对烟气温度提出了更高的要求。对此，国内外的专家学者提出了多种宽负荷脱硝技术，但都有利弊，也无法有效满足全负荷范围以内脱硝系统的运转要求。鉴于此，笔者针对当前的宽负荷脱硝技术展开讨论，提出了一种全负荷脱硝技术，并对该技术在 300MW 机组和 600MW 机组的应用效果进行了分析。1 技术现状1.1 省煤器烟气旁路在尾部烟道处新增一路烟道旁路，烟道旁路入口接在省煤器入口，出口接在 SCR 的烟道入口。烟道旁路上设置有挡板门，负荷较高时，挡板门关闭；负荷较低时，挡板门开启，省煤器入口的高温烟气与 SCR 烟道入口的低温烟气混合，从而提高 SCR 入口的烟气温度，满足低负荷时 SCR 催化剂的运转温度要求。但受省煤器进口烟气温度的限制，该技术仅能提高 SCR 入口烟气温度 0～20℃，温度提升幅度有限。1.2 省煤器给水旁路在省煤器给水管道上新增一路给水旁路，给水旁路连接在省煤器进口...