国源电力哈密煤电有限责任公司 陆 猛

根据《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011规定， 自2014年7月1日起，除特定条件的火电厂外所有火力发电锅炉氮氧化物（NOx）排放最高限值为100mg／Nm3。发改委、环保部、能源局在2014年9月12日联合发布的《煤电节能减排升级改造行动计划(2014—2020年)》要求，“十三五”期间，火力电厂氮氧化物排放将实施超低排放，NOx 排放不得高于50mg／Nm3。近年电网新能源装机容量迅速增加，为消纳新能源发电及电网经济调度，所有火电机组参与电网调峰，调峰能力下限低至额定容量的45%甚至更低。为适应新的环境需要，就需火电机组在各个负荷段脱硝系统(SCR)均能安全运行。

受限于选择性，催化还原脱硝技术是目前应用最广泛、最高效、最经济的脱硝技术，其中应用最多的催化剂是V—W(Mo)一Ti 系列，其安全高效运行需要在298℃～420℃区间。若催化剂长期在最低允许温度以下运行会造成催化剂中毒，影响催化剂的活性，降低脱硝效率及经济性。在现有火电厂硬件条件下，即使通过锅炉低氮燃烧器技造，脱硝系统(SCR)退出运行后锅炉NOx排放不会低于50mg／Nm3，更达不到燃气轮机组的排放标准，一旦电网深度调峰机组负荷降至更低，退出脱硝系统将导致锅炉NOx排放超标。从长远发展来看，国家的环保政策日趋严格，火力发电机组烟气污染物排放标准要求会更高，全工况宽负荷脱硝技术改造势在必行。

国源电力哈密煤电有限责任公司2×300MW 机组在低负荷运行时，锅炉脱硝系统入口烟温较低，无法满足脱硝装置脱硝系统催化剂最低安全投运的温度要求。……