隨著我國環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)的進一步提高，不能滿足國家環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)排放的火力發(fā)電機組相繼進行了低氮或脫硝改造。機組在進行低氮燃燒器和脫硝系統(tǒng)改造后，在實際運行中NOx的排放量均能滿足2011版《火力發(fā)電廠污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》要求，脫硝系統(tǒng)運行基本正常。鍋爐本體及輔機的運行均能滿足機組的原有出力，鍋爐燃燒穩(wěn)定，其主要運行參數(shù)除部分電廠再熱汽溫偏低之外，與改造前基本一致，相應(yīng)輔機如空氣預(yù)熱器、除塵器以及引風(fēng)機改造后均能滿足機組的運行要求，AVC、一次調(diào)頻滿足電網(wǎng)調(diào)度要求，部分電廠AGC響應(yīng)速度慢、不能適應(yīng)電網(wǎng)負荷響應(yīng)要求。

1 低氮燃燒及脫硝技術(shù)

低氮燃燒機組主要是針對NOx 的兩種主要生成機理，在降低燃燒溫度的同時，降低著火區(qū)域的氧氣濃度。以抑制爐氮氧化物的生成。通過采用爐內(nèi)低NOx 燃燒技術(shù)，能將NOx 排放濃度降低30%～60%。目前普遍采用的低氮燃燒技術(shù)主要是通過低氮燃燒器改造，來實現(xiàn)爐內(nèi)低氧、分級配分的燃燒特性，降低NOx的減排。

由于爐內(nèi)低氮燃燒技術(shù)的局限性,使得NOx的排放不能很好的滿足環(huán)保要求，為進一步降低NOx 的排放，必須對燃燒后的煙氣進行脫硝處理。目前通行的煙氣脫硝工藝大致可分為干法、半干法和濕法3 類。其中干法SCR 脫硝工藝以其脫硝裝置結(jié)構(gòu)簡單、運行方便、可靠性高、脫硝效率高、一次投資相對較低等諸多優(yōu)點，在我國得到了廣泛的商業(yè)應(yīng)用。

SCR 脫硝反應(yīng)器按照相對于除塵器的安裝位置，可分為高含塵和低含塵兩類。但由于低含塵需要安裝蒸汽加熱器和煙氣換熱器( GGH)，系統(tǒng)復(fù)雜，投資大，故一般選擇高含塵工藝。SCR 裝置主要由脫硝反應(yīng)劑制備系統(tǒng)和反應(yīng)器本體組成。通過向反應(yīng)器內(nèi)噴入脫硝反應(yīng)劑NH3，將NOx 還原為氮氣和水蒸氣。制氨一般有尿素、液氨、氨水等3 種方法。目前主要采用尿素和液氨兩種制氨方法。脫硝催化劑其材料一般以TiO2 為載體，并摻入V2O5 和WO3 等活性成分。催化劑的活性溫度范圍從300℃～420℃[3]不等。催化劑有蜂窩式和板式兩種。

2、實施NOx減排的機組類型

目前我國電廠在相應(yīng)國家環(huán)保的號召下，NOx排放超標(biāo)的火電廠均進行了相應(yīng)的改造，按實施類型可分為四類：1)機組原設(shè)計為低氮燃燒方式及煙氣脫硝裝置。此類機組無需進行改造;2)機組原設(shè)計低氮燃燒方式并預(yù)留安裝脫硝裝置;這種類型機組在設(shè)計時，考慮到脫硝裝置的運行要求，在本次改造中，只加裝脫硝裝置;3)機組原設(shè)計為低氮燃燒方式，未預(yù)留脫硝安裝位置;這種類型機組在設(shè)計時，未考慮到脫硝裝置的運行要求，在本次改造中，加裝脫硝裝置，同時進行了相應(yīng)的輔機改造;4)機組之前未采用低氮燃燒方式，且無脫硝裝置。此類機組在氮氧化物減排改造中，改造幅度大，低氮燃燒器改造以及加裝脫硝裝置。上述幾種進行脫硝改造的機組，同時進行了空預(yù)器、除塵器以及引風(fēng)機的改造。

3、 低氮燃燒器及脫硝改造對機組運行的影響

機組經(jīng)過低氮燃燒器、脫硝系統(tǒng)以及相應(yīng)輔機改造后，在實際運行NOx排放量均能滿足國家的環(huán)保要求，為日后機組的正常運行創(chuàng)造了先決條件，與此同時也給機組帶來一些負面影響。

3.1機組最小技術(shù)出力降低，調(diào)峰能力差

大部分電廠的脫硝均采用SCR脫硝反應(yīng)器，催化劑的設(shè)計溫度為300℃～420℃。在機組投入脫硝系統(tǒng)運行后，除同步投產(chǎn)脫硝系統(tǒng)的機組外，由于早期鍋爐設(shè)計未考慮脫硝系統(tǒng)的運行溫度，多數(shù)機組改造后出現(xiàn)了鍋爐低負荷運行時，省煤器出口煙溫?zé)o法滿足脫硝系統(tǒng)正常運行溫度的現(xiàn)象，因而鍋爐最小技術(shù)出力較改造前均有不同程度的升高，機組的調(diào)峰能力下降。針對上述情況，選取山西省具有代表性的九個電廠進行了調(diào)研，綜合九個電廠的最小技術(shù)出力情況，改造后機組的最小技術(shù)出力在50%-77%之間。經(jīng)加權(quán)平均，鍋爐最小技術(shù)出力平均為59%，較改造前40%的最低穩(wěn)燃負荷提高了19%;僅就改造機組來計算鍋爐最小技術(shù)出力平均為62% ，鍋爐最小技術(shù)出力較改造前提高了22%。其中，原設(shè)計低氮燃燒和脫硝系統(tǒng)的機組效果最佳，低氮加脫硝同時改造的機組效果最差。

3.2 AGC調(diào)節(jié)特性能差

機組在經(jīng)過低氮燃燒器改造后，爐內(nèi)的燃燒方式發(fā)生了明顯變化，在使用原有協(xié)調(diào)方式的情況下，機組在投入AGC控制時，主汽壓力偏差大、汽包水位波動;負荷調(diào)節(jié)速率較快時，由于脫硝噴氨反應(yīng)存在滯后，容易造成NOx排放指標(biāo)在短時間內(nèi)超標(biāo)，嚴(yán)重影響負荷調(diào)節(jié)速率;同步進行 引風(fēng)機改造的機組，改造后未進行引風(fēng)機調(diào)節(jié)特性試驗，在低負荷時，在原有控制方式下，爐膛壓力波動大。

3.3運行經(jīng)濟性差

完成低氮燃燒器和脫硝改造的機組，大部分存在經(jīng)濟性降低的現(xiàn)象。主要體現(xiàn)在：

1)飛灰含碳量增大

機組進行低氮燃燒器改造后，由于燃燒方式的改變，如果風(fēng)粉配比不佳，主燃燒區(qū)的缺氧燃燒及燃燼區(qū)的低溫燃燒均不利于煤粉的燃盡。另外，改造后機組進行的燃燒調(diào)整更多的傾向于降低NOx排放量的調(diào)整，導(dǎo)致飛灰含碳量增大，機組經(jīng)濟性降低。

2)空預(yù)器傳熱效果下降，排煙溫度升高

機組脫硝系統(tǒng)投入運行后，脫硝副產(chǎn)物硫酸氫氨在低于露點溫度下，容易在空預(yù)器的受熱面上粘結(jié)，且極具粘性，流經(jīng)空預(yù)器煙氣中的飛灰容易沉積在空預(yù)器受熱面上，致使空預(yù)器傳熱效果下降，排煙溫度升高，鍋爐效率降低。

3)再熱汽溫偏低

基于不同的改造情況，部分電廠改造后，再熱汽溫降低5℃～20℃，嚴(yán)重影響機組的經(jīng)濟性。據(jù)估算再熱汽溫每降低10℃，影響機組單位煤耗約1g標(biāo)準(zhǔn)煤。

對大多數(shù)脫硝改造機組，經(jīng)濟性均受到一定影響，通過調(diào)研，改造后影響機組效率約1%。以單臺600MW機組、負荷率80%、年運行小時數(shù)5500小時、標(biāo)煤單價600元、鍋爐效率降低1%，單位能耗增加約3g標(biāo)準(zhǔn)煤估算，每年多消耗標(biāo)煤7920噸，折合人民幣475萬元，單位電量成本增加0.18分。

3.4鍋爐輔機的堵塞與腐蝕

鍋爐低負荷時，由于脫硝入口溫度下降、脫硝催化劑的活性降低、氨逃逸率增大等因素，脫硝副產(chǎn)物NH3HSO3的生成量增加。NH3HSO3粘結(jié)性強、露點溫度高，并具有一定的腐蝕性，容易堵塞空氣預(yù)熱器，導(dǎo)致空氣預(yù)熱器差壓增大，傳熱效果變差，并造成冷端腐蝕。

此外，如果氨逃逸率控制不好、NH3HSO4生成量較大時，還會造成布袋除塵器以及引風(fēng)機葉片腐蝕。通過調(diào)研發(fā)現(xiàn)，個別電廠在進行機組檢修時，發(fā)現(xiàn)布袋除塵器\引風(fēng)機均有腐蝕現(xiàn)象。

3.5 液氨站的安全運行

液氨又稱無水氨，是一種無色液體，易揮發(fā)，有腐蝕性，具有刺激性氣味。液氨揮發(fā)成氨氣，屬于易燃、易爆氣體，泄漏后可引發(fā)中毒，對眼、粘膜有刺激性，有燒傷危險。液氨在運輸、裝卸、儲存以及檢修過程存在泄漏、靜電起火、爆炸以及中毒等安全隱患。使用液氨作為還原劑的電廠，安全隱患增加，尤其臨近城市地區(qū)的電廠，采用液氨脫硝，其運輸、儲存、運行風(fēng)險更大，大大增加了機組運行的危險性。

3.6脫硝改造、運行成本高

脫硝改造增加了原風(fēng)煙系統(tǒng)的阻力，脫硝副產(chǎn)物有堵塞和腐蝕空預(yù)器、除塵器、引風(fēng)機等設(shè)備的情況，需配套進行空預(yù)器以及引風(fēng)機的改造，改造幅度大，成本高。

據(jù)調(diào)研結(jié)果，脫硝系統(tǒng)投入后，其運行成本普遍高于國家的環(huán)保電價補貼0.008元/kwh，2×300MW機組，一天消耗液氨的費用在3～5萬元之間，如采用尿素為脫硝劑則成本更高。脫硝催化劑使用壽命約為16000小時左右，按目前市場價格一臺600MW機組催化劑更換約需2000萬元。

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