李宁，丁雪松，徐雨红，赵新建，王毅斌，杨祖旺

（1.华电国际电力股份有限公司朔州热电分公司，山西 朔州 036000；2.西安交通大学能源与动力工程学院；3.西安格瑞电力科技有限公司，陕西 西安 710049）

2020年我国提出，2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，且预计“十四五”期间，全国年度新增光伏装机容量有望超过4000万kW，年度新增风电装机有望达到2500万kW，提高新能源并网比例是大势所趋，更多火电机组将参与电网调峰工作。为了鼓励火电机组提升深度调峰能力和运行灵活性，电网深度调峰补偿非常丰厚。目前循环流化床主要采用选择性非催化还原（SNCR）技术脱硝，脱硝效率可达到50%～80%。然而，由于SNCR反应效率受制于锅炉床温，在低负荷工况下存在脱硝效率偏低、氨逃逸率高等问题。本文对比分析了某350MW超临界循环流化床锅炉超低负荷下氮氧化物不能实现超低排放的原因。

1 机组概况

某350MW超临界变压运行直流炉、循环流化床燃烧方式，一次中间再热。表1为2020年11～12月入炉煤的煤质与粒径分布统计数据。可以看到，入炉煤中仍有20%左右的煤粒粒径大于10mm，不符合原煤二级破碎机出口煤的入炉粒度要求。图1是实际机组运行中32天实际机组运行DCS图像中NOx排放值。可以看到，在120MW（34%负荷）和300MW（86%）间变化时，NOx超标情况经常出现，说明机组在变负荷下灵活性以及低负荷下脱硝系统性能不佳。

图1 实际机组运行中NOx排放值

表1 2020年11～12月入炉煤的煤质与粒径分布

2 SNCR脱硝性能分析

2.1 SNCR

SNCR烟气脱硝系统一般由尿素溶液制备系统、溶液稀释系统、计量分配系统、喷射系统等组成。……