张永全

（国能浙江宁海发电有限公司，浙江 宁海 315600）

为了提高电网对可再生能源的消纳，减少弃风、弃光现象的发生，煤电在电网中的作用由提供基础电源逐渐向提供灵活可调电源转换。煤电机组开展深度调峰，除了需要解决锅炉低负荷燃烧稳定性、供热机组热电解耦等问题，还要解决的一个关键问题是保障机组深度调峰期间脱硝装置的全程投运[1]。

当机组深度调峰时，随着锅炉负荷的降低，脱硝装置入口烟温将降至300 ℃以下，为避免脱硝催化剂失去活性，脱硝装置需要退出运行，导致氮氧化物排放超标，机组调峰中止。

当前在火电燃煤机组实现深度调峰的大背景下，SCR 系统在超低负荷或全负荷下可否正常投入是燃煤电厂必须要面对和解决的重要问题。当SCR 入口烟温低于脱硝催化剂要求的最低温度时，催化剂会有失效，NOx排放将提高超出国家环保要求，调峰运行将受到严重制约，因此，针对深度调峰期间，脱硝装置无法投入的机组，需要进行提高脱硝装置入口烟温改造[2]。

目前，国内外专家和学者提出了多种宽负荷脱硝改造的技术线路和方案，我国燃煤火电厂也结合自身机组设计特点和实际运行参数状态进行了大量的宽负荷脱硝改造实践，大部分电厂采用省煤器区域改造方案，省煤器烟气侧改造方案主要采用烟气旁路技术，省煤器给水侧改造方案包括省煤器给水旁路、省煤器热水再循环、省煤器分级布置[3]。

为响应国家号召，提高机组的上网竞争力和盈利能力，浙江宁海发电厂开展了机组提高灵活性技术改造项目，实现机组负荷的深度调峰能力。……