火电厂并网脱硝和低负荷脱硝的技术现状

李文成，谭增强，蒙 毅，赵 越

（1.江西赣能股份有限公司丰城二期发电厂，江西 丰城 331104；2.西安西热锅炉环保工程有限公司，陕西 西安 710054）

0 引言

碳达峰、碳中和的“3060双碳目标”及气候峰会的阶段性目标表明，风电、光伏等清洁能源将会加速发展；但风电与光伏具有随机性、波动性、间歇性特点，大规模并网产生的功率及频率波动将会超出传统电源的调节能力。江西电网位于华中腹地，近年来经济发展迅速，电力负荷峰谷差大、变化快速，煤电电源占比60%左右，燃煤机组承担着重要的任务，然而燃煤机组的深度调峰能力和频率调节能力相对水电和燃气电厂较弱，因此江西电网整体调峰和调频能力有限。现役装机容量巨大的燃煤机组调峰能力若能大幅度提升，将会进一步助力风光类新能源的发展，成为江西电网的“压舱石”。

在机组低负荷时，脱硝SCR催化剂长时间在最低喷氨温度以下运行时，脱硝反应逃逸的氨会与SO3反应生成硫酸氨和硫酸氢氨[1，2]。随着国家对火电机组大气污染物排放标准越来越严格，需要在保证机组安全和脱硝催化剂使用寿命的前提下，实现机组启动并网前脱硝系统投入运行，NOx排放满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）及地方环保排放要求[3]。

1 机组并网前投运SCR脱硝的技术路线

1.1 确定最低连续喷氨温度（MOT）

可通过脱硝催化剂性能试验，确定不同硫份煤种对应的催化剂MOT和该温度下允许运行时间。催化剂在烟温为305℃（对应约300 MW负荷）条件下可安全稳定运行，催化剂在烟温为280℃条件下运行时会导致活性缓慢下降。……