我国是氧化硫、氧化氮以及粉尘等大气污染物的排放大国，2014年，国家发改委和环保部提出了我国燃煤发电机组要达到燃气轮机的排放标准，这对于发电行业具有很大的挑战性。据统计，现在95%以上的燃煤电站锅炉烟气脱硝技术是采用SCR技术，由于目前我国火电行业负荷率普遍较低，这就对SCR脱硝技术提出了新的挑战。
上海电力学院是一所电力特色鲜明的行业性高校，“立足电力、立足应用、立足一线”，为电力行业培养了大量的高水平应用技术性人才和管理人才，通过产学研合作为行业的技术进步做出了积极贡献。围绕发电的节能环保，学校拥有高水平的上海市重点学科和工程技术研究中心，建成了一支高水平的科研队伍，近年来承担了一批国家级和上海市的科技项目和电力企业委托的横向课题。在电站环保方面，上海电力学院主要围绕脱硫、脱硝、脱汞、除尘以及多种污染物联合减排等方面开展工作，取得了包括多篇ESI高被引论文在内高水平学术成果，和一系列具有良好经济效益、社会效益及环保效益的技术成果。近日，上海电力学院能源与机械工程学院师生一行20余人参加了“2017清洁燃煤发电中国国际论坛”，与参会专家及嘉宾共同探讨清洁燃煤发电问题，上海电力学院能源与机械工程学院党委副书记赵建明担任了论坛主持嘉宾。
如何在低负荷情况下满足SCR的安全高效脱硝的要求?在这次论坛上，上海发电环保工程技术研究中心常务副主任、上海电力学院能源与机械工程学院党委书记潘卫国教授发表了题为《燃煤电站锅炉高效宽负荷脱硝技术》的主旨演讲，就如何在低负荷情况下满足SCR的安全高效脱硝的要求，提出了深刻的见解。
一、燃煤电厂低负荷运行SCR脱硝技术面临挑战
我国的能源结构决定了污染物排放量很大。2016年中国的整个装机容量是16.5亿千瓦，其中火电是10.9亿千瓦，占全国装机容量的64%，火电的发电量在全国发电量里面超过了73%。氧化硫、氧化氮和粉尘等大气污染物的排放量都位居世界前列，治理这些污染对于我国发电企业来讲，任务是非常艰巨的。
在国家颁布《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)并实施后，大量的燃煤电站锅炉都配有脱硝(SCR)装置。目前商业上应用比较广泛的SCR催化剂的正常运行对反应温度通常要求在320℃~420℃。但从亚临界到超超临界各等级锅炉普遍存在机组处于50%及以下负荷(2016年火电厂年平均利用小时数3756小时)时，SCR装置入口烟温低于320℃脱硝装置无法投运的问题，此时NOx排放浓度将不能满足国家环保要求。这就无法满足机组并网后SCR装置必须投运的要求。
如何在低负荷情况下，满足SCR的安全高效脱硝的要求，现在国家发改委、环保部提出燃煤电站锅炉全负荷脱硝的要求。全负荷脱硝意味着燃煤发电机组一并网，就要脱硝。这个对于燃煤电厂的SCR脱硝技术挑战性就很大了。
二、传统解决方案各有利弊行业呼唤新的技术方案
我国发电行业在解决低负荷脱硝运行温度偏低的问题上提出了多种技术方案。目前应用较多的七种方案各有利弊，分析如下：
1、分级省煤器改造
在SCR反应器后增设一级省煤器(减少部分原省煤器受热面积)。给水直接引至位于SCR反应器后的省煤器，再通过连接管道引至位于SCR反应器前的主省煤器。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口温度的目的。
2、提高低负荷给水温度(适用于超超临界机组)
方案一：在补汽阀与缸口之间选择合适的抽汽点，增加一路抽汽，与原第一级回热抽汽并联接入#1高加。在机组低负荷时，通过投运新增的一路抽汽，关闭原第一级回热抽汽，提高给水温度，从而提升省煤器出口烟温。
方案二：在补汽阀与缸口之间选择合适的抽汽点，增加一路抽汽，通过配置前置加热器对给水进行加热，提高给水温度，从而提升省煤器出口烟温。
3、省煤器给水旁路
锅炉给水分为两路，一路为主给水管路，介质流程同原锅炉汽水流程;一路为给水旁路，将部分直接引至省煤器悬吊管出口集箱或其引出管道，减少给水在省煤器中的吸热，达到提高省煤器出口烟温的目的。由于需防止省煤器中工质汽化，旁路流量不能无限提高，通常此方案只能将低负荷烟气温度提升8～10℃。
4、省煤器烟气旁路
在后烟井后墙包覆管上开孔，接入到脱硝入口烟道的旁路烟道并加装烟气插板门及烟道调节挡板,在低负荷时将旁路烟道打开，利用未经省煤器降温的高温烟气和低温烟气的混合提高SCR入口烟气温度。
5、省煤器加烟气隔板
省煤器管圈的横向节距空间中增设左、右各一块隔板，使烟气分成并列的3个通道;在左、右两烟气通道的下方增设烟气挡板，随着锅炉负荷降低，烟气挡板动作逐渐关小，使烟气往中间段烟道流动，省煤器换热面积减少，相应出口烟温上升。
6、省煤器流量置换
在省煤器给水旁路的基础上加装一套省煤器热水再循环系统，以进一步减少省煤器的吸热量，从而提高脱硝装置入口烟温。当负荷较高时，先利用给水旁路系统进行烟温调节;当负荷进一步下降，开启省煤器热水再循环系统，进一步提高省煤器出口烟温。
7、省煤器中间集箱
通过增加一个省煤器中间集箱和一套流量调节系统，在低负荷时，通过控制低温段省煤器的流量使其吸热量减少，达到提高省煤器出口烟温的目的。
分析以上七种方案，现有低负荷脱硝技术存在以下不足：烟温提升幅度不够，达不到全负荷脱硝的要求;烟温提升后机组效率受到影响;烟温控制较难或响应速度慢;一些方案受到机组条件限制无法实施。
三、上海电力学院的全负荷脱硝技术解决行业难题
就如何在低负荷情况下满足SCR的安全高效脱硝的要求这个问题，上海电力学院通过与企业合作提出了ESF全负荷脱硝技术，即省煤器直接通烟道烟温控制技术。通过理论分析和验证，这套方案完全可以满足锅炉机组全负荷脱硝的要求。这套方案是把省煤器分级、省煤器烟气旁路、省煤器分隔烟道等优点进行了有机整合和优化，实现了全负荷下SCR进口烟气温度的要求。以一台1000MW燃煤电站锅炉机组为例，采用该技术后高、中负荷时改善锅炉效率可节约标煤2800吨，计人民币约160万元;低负荷脱硝电价收益增加约600万元;低负荷NOx排污费减少约310万元;全年累计收益1070万元。
另外，上海电力学院开发了新型V2O5/Ce-ZrO2催化剂，比以TiO2为载体的钒系催化剂活性温度窗口拓宽了100℃。以MnOx作为催化剂，可以促使反应在373K左右开始反应，并在393-473K取得良好的效果，通过对Mn基低温SCR催化剂的改性研究，有效提高了其低温段活性，并且拓宽其活性温度窗口。还有，利用不同的载体和掺杂金属元素，有效提高了低温SCR催化剂的活性、拓宽了温度窗口，提高了抗SO2和H2O的毒化效果。
四、多种污染物协同控制燃煤电厂未来发展方向
随着国家环保政策的不断加码，提高环保标准是必然趋势。在经济新常态下，燃煤发电企业面临严峻的考验。电力环保若是头痛医头、脚痛医脚，那发电环保未来就会面临系统越来越复杂、投资和运行维护成本越来越高的情况。因此电力环保要走集约化的发展道路，探讨怎么利用现有的一些环保设备实现多种污染物协同控制。
1、湿式静电除尘器协同控制技术
湿式静电除尘器一般安装在脱硫塔后面，有立式和卧式布置两种方式。它通过电场电离和水膜等作用，一方面可以有效地减少石膏雨、气溶胶和PM2.5的排放，另一方面对脱除烟气中的重金属Hg和SO3也有一定效果。
2、低低温高效协同烟气处理技术
低低温高效协同烟气处理技术。就是烟尘经过换热器，烟温降低，从而烟尘体积变小，烟气速度减小，在电除尘器中停留时间增加，同时降温减小烟尘比电阻，因此除尘效率提高，烟尘排放浓度可有效控制在15mg/m3以内，还对脱SO3有帮助。
3、氧化吸收法联合脱除技术
氧化吸收法即将氧化法与洗涤工艺相结合，通过氧化剂的强氧化性将烟气中的污染物氧化到高价态，然后通过洗涤装置利用碱液进行洗涤吸收。采用该方法不仅可以氧化吸收SO2，还可以将NO氧化为易溶的NO2、N2O5等气体，将Hg(0)氧化成Hg(2+)，连同烟气中的烟尘颗粒，经过洗涤装置被吸收液吸收,达到同时脱硫脱硝除尘和脱汞的目的。
4.富氧燃烧技术
富氧燃烧技术与传统的燃烧技术相比，在于使燃料在高于普通空气(含氧21%)含氧浓度的O2/CO2气氛下进行燃烧，并通过烟气循环方式提高CO2浓度来进行捕集与封存。这样有助于降低NO和Hg的排放，并有利于对SOx和粉尘的捕集
五、结语
宽温度窗口脱硝技术是低负荷脱硝的有效途径。不管是烟气侧的技术还是催化剂技术，先研究出好的技术路线，然后在生产现场进行很好的示范，才是推广应用的有效途径。
火电厂污染物协同脱除和控制是未来发展方向。单独污染物的减排方式之路越走越难，特别是老电厂。研发多种污染物协同控制技术，走商业化运行之路，对于燃煤电厂来说是一个机遇。
潘卫国教授最后指出：借助示范工程让创新技术在推广应用中不断改进和完善，是技术进步的必有之路。上海外高桥第三发电有限公司为我国火力发电技术的进步做出了很好的榜样，创造了一个个令人瞩目的发电效率世界记录。要实现火力发电机组的高效、清洁和安全运行，从企业层面来讲，还是从政府层面来讲，都要推动技术进步，为技术创新营造良好的环境，通过政产学研，积极鼓励和实施技术创新，推动我国燃煤发电企业的节能环保事业的发展。
