分身“省煤器” 脱硝不罢工

陈惠陆

“由于频繁深度调峰，燃煤电厂SCR脱硝装置入口烟气温度偏低，被迫频繁退出，从而导致脱硝投运率低。”这是广东粤电集团旗下部分机组遇到的新情况、新问题。2014年，粤电集团在广东省内有4家电厂共9台机组出现此种情况。

面对“脱硝装置频繁投退困境”，粤电集团勇担减排责任，积极开展“产学研”合作，破解技术难题，全力推进提升烟温的技术改造等各项工作，以保障脱硝设施稳定运行。

由于持续开展环保改造，不断优化排放指标，到2014年底，粤电集团燃煤电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效已处于全国电力行业先进水平。其中，脱硝装置平均投运率94.31%，平均脱硝效率83.14%。

入口烟温偏低

脱硝装置自动退出？

在机组最低负荷经常低，导致省煤器出口（SCR脱硝装置入口）烟温偏低的客观条件下，脱硝装置被迫自动退出、投运率较低，这是粤电集团在氮氧化物治理上遇到的新问题。

“不是主观退出”，粤电集团安全监察及生产技术部副部长唐永光坦言，SCR脱硝装置的喷氨投运与退出在设计上为自动控制，当SCR脱硝装置入口烟温偏低时，达不到脱硝催化还原反应的温度条件时，它就会自动停止喷氨退出运行。

据了解，脱硝SCR装置运行一般要求入口烟温达到300℃以上（一般与烟气中二氧化硫浓度等相关），当入口烟温低于此温度时，不具备脱硝设施连续喷氨运行条件，SCR脱硝装置喷氨系统就会自动退出。

“锅炉热效率高的机组省煤器出口烟气温度相对偏低，在低负荷时才会出现脱硝装置退出运行的情况”，唐永光介绍，近年来电力需求低迷，并且新建电源增加迅速，西电东送又挤占广东部分燃煤电厂的发电负荷，省内机组调峰频繁，导致机组负荷经常维持在较低水平，锅炉省煤器出口烟温偏低。此外，这些锅炉均存在低负荷时省煤器出口烟温偏低（锅炉热效率较高）的设计特点，最终导致烟气进入脱硝设施的温度偏低，脱硝装置被迫反复自动投退。

面对“脱硝装置频繁投退困境”，粤电集团没有回避，勇担国企减排责任，在积极沟通电网公司及政府有关部门适度调高机组最低运行负荷的同时，会同厂家、高校及科研院所专家研究各台机组的技术改造方案。

据了解，粤电4家电厂根据各自机组结构特点分别采用了给水回热、锅炉热水再循环、锅炉省煤器分级布置改造方案，9台机组预计改造投资约1.9亿元。

“宁可牺牲部分发电效率，也要保证入口烟温。”唐永光表示，给水回热和锅炉热水再循环改造方案虽然投入资金相对经济一些，但是需要牺牲机组发电效率。现在这4家电厂的最低运行负荷已得到提高，脱硝装置的投运率已达到要求。

据介绍，目前，金湾电厂3、4号机组、平海电厂1号机组已经完成改造工作，其余机组的改造工作正处于设计供货阶段，计划在2015年内完成所有相关改造工作。

粤首台“省煤器”分级改造

破解脱硝入口烟温偏低难题

为达到既保证脱硝烟温，又尽量减少影响锅炉热效率的目的，金湾发电公司采用了锅炉省煤器分级布置改造方案。

金湾发电公司生产技术分部主任薛智介绍，该改造方案将原先布置在脱硝反应器上游的省煤器一分为二，切除部分省煤器，安装在反应器的下游。这样，减少了反应器上游省煤器受热面的吸热量，烟气经过上游省煤器后，仍能保持相对较高的烟温进入脱硝装置，烟气脱硝处理完之后再进入下游省煤器。

“脱硝装置入口烟温，改造前只有280℃，改造后能达到310℃。”薛智介绍，两台机组装机容量都是60万千瓦，此前，由于电网调峰，机组发电负荷低于40万千瓦时，脱硝装置由于入口烟温低就退出。现在，只要发电负荷不低于25万千瓦，都能保障脱硝设施正常运行。

“不惜成本，优中选优，两台机组改造投入超5000万元。”金湾发电公司安健环分部主任吴智鹏介绍，改造过程中，不但空间布置困难，并且停机改造工期长，停机经济损失大。

据介绍，金湾发电公司3号机组还是国家能源局煤电机组环保改造示范项目，目前改造已全部完成。

“氮氧化物：15.86mg/Nm3，二氧化硫：6.48mg/Nm3，烟尘2.30mg/Nm3。”8月25日下午3点35分，记者在广东珠海金湾发电有限公司中控室的监控大屏上看到3号机组三项污染物排放均达到超低排放“50355”燃机标准要求，即氮氧化物（NOx）低于50mg/Nm3，二氧化硫（SO2）低于35mg/Nm3，烟尘低于5mg/Nm3。

“产业减排一盘棋，应探寻最佳平衡点”

“电厂的减排压力日益增大。”粤电集团安全监察及生产技术部副部长唐永光表示，燃煤电厂减排已经到了极限，减排几毫克，动辄投入上亿的资金进行技术改造的实例不胜枚举，然而，如果将这笔资金投入到交通、钢铁、石化、水泥等其它产业领域的减排，将取得更好的减排效果。他希望环保部门在制定各个产业减排政策时，能够全面考虑，探寻最佳的平衡点。对当前环保电价、排污权交易等政策，企业也表达了自己的观点。

观点一：燃煤电厂超洁净改造应提高电价补贴

据了解，金湾发电公司超低排放改造项目，两台机组在原有环保设施的基础上进行了省煤器分级布置，加装备用层催化剂，增加湿式电除尘器，脱硫系统扩容，引增合一等重大改造，总投入资金达2.85亿元。

“脱硫、脱硝和除尘运维成本大大增加。”金湾电厂安健环分部主任吴智鹏介绍。目前超低排放改造机组的各项设施运维成本暂时还没有环保电价补贴，他建议国家针对火电厂超低排放进行专项补贴，以鼓励火力发电企业生产更环保更洁净的电力。

“希望尽快实施超低排放环保电价。”唐永光表示，目前亟须完善环保电价补贴等经济政策，重新核算实际成本，提高机组的脱硫、脱硝、除尘电价补贴，补偿企业环保改造投资及运营成本。此外，提供环保专项资金补助和贷款贴息补助部分困难电厂，使其有改造资金。

观点二：应完善执行标准的条件

唐永光表示，火电机组就像人的身体一样，也有生病的时候，希望参照国外惯例，对执行标准补充说明条件。

金湾发电公司相关负责人直言，目前即使进行了提升脱硝SCR反应器入口烟温改造的机组，也无法避免在启停机时氮氧化物排放浓度不超标，然而环保部门目前对启停机，环保设备故障等客观原因造成的环保超标暂无明晰的豁免法规。

观点三：排污权交易应完善二级市场定价机制

“二级市场，自己没有余量，想买没有卖方，想卖没得卖。”唐永光表示，在国家对火电污染物排放标准不断提高、以及目前比较单一的减排技术路线的背景下，使得大部分电厂减排效果大同小异，要取得减排交易配额的可能性不大。其次，二级市场价格机制不完善导致无法促成排污权交易。