0前言
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。
(来源：瞻前顾后公众号 作者：詹华忠Allen)
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
2.2 弹性回热技术
也有叫0号高加方案。
原理：在高压缸选合适的抽汽点(如补气阀位置)，增加抽汽可调式给水加热器。在低负荷时开启、调节加热器维持给水温度，减少省煤器换热温差，减少省煤器对流换热量，从而提高省煤器入口烟温。
优点：相当于低负荷下形成了回热，提高热力系统循环效率;提高机组调频能力。
缺点：1)要有合适的抽汽点;2)改造量比较大。
目前应用不多，据报导有上海外三电厂和浙能嘉华电厂采用。
2.3 省煤器烟气旁路
原理：设置旁路烟道，降低经过低温受热面包括省煤器的烟气量，提高SCR入口烟温。
优点：1)改造成本低(但还取决于选材);2)提温幅度大，改造后烟温可调节;
缺点：
1)对改造的空间、位置有要求。想改可以，但得有空间吧。
2)效率差，影响经济性。旁路烟气挡板在高温下变形无法关严，全负荷下锅炉效率均会降低，降低热效率0.5-1%，相当于增加供电煤耗1.5-3克/千瓦时。一台350MW的机组，一年里多花的燃煤成本可能高达130-260万元人民币。不算不知道，初投资低的方案实际上并不经济。
3)可靠性差。容易发生积灰，堵塞烟道，挡板卡涩打不开。
在省煤器水侧方案大力推广之前，烟气旁路是采用得比较多，最主要的因素是便宜。但在灵活性形势下，原先采用烟气旁路的一些电厂，已无法满足更低负荷的运行要求，只好再找出路。电厂是最看中可靠性和效率的，新改造的机组，不必再重复走老路。
结论：不推荐做灵活性改造用。
三个方案都被否了，是否有点小紧张?低负荷脱硝出路到底在哪里?好在天无绝人之路。
2.4 省煤器水侧方案
相对于烟气侧方案来说，细分几种情况。
2.4.1 省煤器水侧旁路
原理：设置省煤器给水旁路，减少省煤器吸热量，提高出口烟气温度。
优点：1)改造后烟温可调节;2)改造费用较低;3)施工周期较短。
缺点：1)提温幅度有限(低负荷下约10℃);2)投运时锅炉效率微降，约0.1%。但在低负荷下投运对经济性影响很小。
结论：对于灵活性形势下烟温提升需要10度左右的电厂，包括己经有烟气旁路系统的，这是很好的选择。对于亚临界、超临界机组都适用。
案例一：某350MW亚临界在76MW(21.7%)负荷下的提温为10度，锅炉效率影响仅为0.1%。
案例二：某660MW超临界机组在180MW(27.3%)负荷下的提温为9度，锅炉效率影响仅为0.1%。
2.4.2 省煤器热水再循环方案(亚临界机组)
原理：从汽包下降管引出热水，再循环至省煤器入口，提高进口水温，降低省煤器吸热量，从而提高SCR入口烟温。
三维图
流程图
优点：1)烟气提温幅度大(达40℃及以上);2)改造后烟温调节灵敏;3)系统运行调节简单、精确;4)改造周期短，现场安装工作量小;5)设备可靠性高，后期设备维护费用低。
缺点：1)初投资较高(有循环泵);2)系统投入时，锅炉效率微降0.2%。
案例：某350MW亚临界机组在75MW(21.4%)负荷下用热水再循环方案，提温25度，锅炉效率只微降0.2%。可以明确地说设计达到20%负荷没问题。
原阿尔斯通(现为通用电气)为广东粤电沙角C电厂3x660MW亚临界机组改造的热水再循环系统于2015年底投入运行，设计低负荷32%，提温达40度以上。热水再循环系统完全可以实现自动控制，根据负荷变化自动投入/退出本系统，可以平稳跟踪SCR入口烟温设定值。
结论：灵活性形势下亚临界机组低负荷脱硝的最佳选择。
2.4.3 省煤器流量置换方案(超、超超临界机组)
原理：在旁路基础上加装一套再循环系统，进一步降低省煤器吸热量，从而提高SCR入口烟温。
优点：1)烟气提温幅度大(达40℃及以上);2)改造后烟温调节灵敏;3)系统运行调节简单、精确;4)改造周期短，现场安装工作量小;5)设备可靠性高，后期设备维护费用低。
缺点：1)初投资较高(有循环泵);2)系统投入时，锅炉效率微降0.2%。
案例：某660MW超临界机组在210MW(31.8%)负荷下。
结论：灵活性形势下超、超超临界机组低负荷脱硝的首选。
既可以一步到位，也可以分两步走。对于己经有省煤器水侧旁路的机组，可以根据需要改成流量置换方案。
2.4.4 专利与山寨
省煤器水侧方案看似简单，其中包括了相当的专利技术。原阿尔斯通公司(现并入通用电气公司)先后获得了美国和国际专利，如1996年9月批准的美国专利US555849为用于催化还原NOX排放的烟温控制系统;2010年1月批准的US7650755为用于锅炉烟温控制的水循环系统。
术业有专攻，如何保证水冷壁流量均匀、保证省煤器有足够的过冷度，还是交给有技术和经验的公司去干吧。
2.4.5 业绩
通用电气十年前即已开发省煤器水侧方案，并有比较多的应用业绩。
2016年4月13日，通用电气举办粤电沙角C电厂开放日，与会代表考察热水再循环系统。
眼见为实，欢迎你也到沙角C电厂考察。
3 结束语
以300MW级亚临界机组为例做个汇总：
1)超低排放和灵活性改造给低负荷脱硝带来新的需求;
2)省煤器水侧方案包括省煤器水侧旁路和热水再循环、流量置换，具有成熟、可靠、性价比高等优点，可以作为灵活性改造形势下的优先选择。
原标题：火电灵活性改造形势下的低负荷脱硝
