隨著我國環(huán)保標準的進一步提高，不能滿足國家環(huán)保標準排放的火力發(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)電廠污染物排放標準》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排放指標在短時間內(nèi)超標，嚴重影響負荷調(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標準煤。

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、標煤單價600元、鍋爐效率降低1%，單位能耗增加約3g標準煤估算，每年多消耗標煤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。

3.7 脫硝系統(tǒng)投運后對電網(wǎng)調(diào)度的影響

綜合現(xiàn)場調(diào)研的情況，影響電力系統(tǒng)電網(wǎng)調(diào)度經(jīng)濟運行的突出問題為，機組在增設(shè)脫硝系統(tǒng)后，由于受脫硝入口運行溫度的要求，鍋爐在較低負荷時，脫硝系統(tǒng)無法投用，致使機組的調(diào)峰能力存在不同程度的下降，在充分吸納風(fēng)電以及可再生能源的產(chǎn)業(yè)政策下，電力系統(tǒng)的經(jīng)濟運行將面臨前所未有的困難，尤其是在冬季供暖期，居民供熱屬于民生工程，供熱機組的調(diào)峰能力除受脫硝溫度的限制外，還受供熱參數(shù)的制約，機組的調(diào)峰能力較夏季更差，再加上冬季為風(fēng)電的高峰期，所以冬季電網(wǎng)的經(jīng)濟調(diào)度將會更加艱難。

3.8后續(xù)廢棄催化劑的處理

脫硝催化劑在運行一定時間后，其活性降低，脫硝效率下降，為保證氮氧化物排放量，需對催化劑進行再生或更換。國外有催化劑再生成功的經(jīng)驗，但成本較高;國內(nèi)尚無催化劑再生經(jīng)驗，目前還停留在通過更換催化劑來提高脫硝效率的階段。催化劑中含有V2O5等有害物質(zhì)，大量失效的催化劑如果不加以適當(dāng)處理，將給環(huán)境帶來二次污染，失效的催化劑屬于特殊物品，必須進行特殊處理。但在我國，由于脫硝投運時間短，催化劑的更換量較小，大部分電廠還未面臨催化劑處理的問題，在不久的將來，失效催化劑的處理將會是火電廠必須面對的新問題和新課題。

4.改進措施

4.1 提高脫硝入口煙溫，降低機組最小負荷，改善機組調(diào)峰能力

提高脫硝入口煙溫可采用的方案有：加裝煙氣旁路和省煤器分級布置。加裝煙氣旁路是指在省煤器前適當(dāng)位置引出部分高溫?zé)煔庵撩撓醴磻?yīng)器入口，在低負荷時用來調(diào)節(jié)脫硝入口煙溫，保證脫硝反應(yīng)溫度。但采取這種方案時，會改變脫硝入口的煙氣流場，同時省煤的出口水溫會有所降低，需要進行嚴格的校核計算及現(xiàn)場流場分布測試。

省煤器分級布置是省煤器分為兩級，并分別布置于SCR反應(yīng)器前后，從而有效降低脫硝入口前省煤器的吸熱量，提高脫硝入口煙溫。由于煙氣流經(jīng)SCR反應(yīng)器時，溫降較小，約3℃～5℃，所以分級布置對省煤器的吸熱量影響不大。但要受到尾部煙道空間的限制，若尾部煙道空間允許，預(yù)期省煤器分級布置將是電廠采取的主要選擇措施。

4.2 低氮燃燒器改造機組進行必要的燃燒調(diào)整

機組進行低氮燃燒器改造后，原有燃燒方式不能夠滿足燃燒器的最佳運行，建議改造機組進行系統(tǒng)的燃燒優(yōu)化調(diào)整，充分考慮機組的經(jīng)濟性及NOx排放要求，采用既滿足NOx排放要求又能確保機組安全、經(jīng)濟運行的方式。

4.3 優(yōu)化機組協(xié)調(diào)方式，改善機組對AGC的響應(yīng)速率

脫硝改造后，由于燃燒情況發(fā)生變化，應(yīng)加強機組協(xié)調(diào)方式的優(yōu)化，規(guī)范運行操作，使之最終滿足電網(wǎng)對AGC的運行要求。主要可從以下幾個方面入手：

1)對改造機組進行燃燒優(yōu)化調(diào)整，根據(jù)調(diào)整結(jié)果進一步優(yōu)化二次風(fēng)風(fēng)門的控制策略，規(guī)范二次風(fēng)門的運行方式;

2)對機組壓力偏差控制系統(tǒng)進行優(yōu)化，提高機組的負荷調(diào)整精度;

3)優(yōu)化AGC在額定參數(shù)的調(diào)整方式，以抑制額定參數(shù)的機組超壓;

4)加強煤質(zhì)管理和配煤工作，保證煤種的相對穩(wěn)定，滿足機組帶大負荷的要求;

5)針對脫硝噴氨反應(yīng)存在滯后問題，建議相關(guān)控制系統(tǒng)應(yīng)進行DCS邏輯優(yōu)化和修改工作。

4.4嚴格控制氨逃逸率

對投入脫硝系統(tǒng)運行的機組，要嚴格監(jiān)視脫硝入口溫度及脫硝系統(tǒng)的氨逃逸率，控制脫硝副產(chǎn)物NH3HSO4的生成，確保機組安全運行，建議建立以下工作制度：

1)通過網(wǎng)格法測量反應(yīng)器后的氨逃逸率，以確定測量儀表所在位置在整個煙道截面的代表性，若代表性差，需對測量儀表的測量位置進行更換;

2)定期對氨逃逸測量表計進行校準，保證測量值可靠，以正確指導(dǎo)運行。建議投產(chǎn)初期應(yīng)經(jīng)常性校準，運行穩(wěn)定后校準期限參照相關(guān)標準執(zhí)行。

3)在機組大修或燃煤發(fā)生較大變化是，應(yīng)對脫硝入口煙氣流場分布進行測量調(diào)整，確保噴氨的均勻性，減少氨逃逸。

4.5合理調(diào)度方式

在電網(wǎng)電網(wǎng)調(diào)度出現(xiàn)危機的現(xiàn)狀下，要進一步深挖循環(huán)流化床機組的調(diào)峰能力，在電力項目審批積極鼓勵循環(huán)流化床機組。在電網(wǎng)調(diào)度矛盾突出的地區(qū)，應(yīng)采取循環(huán)流化床機組在夜間負荷低峰時，采取壓火停機，早高峰啟動的方案，同時出臺相應(yīng)的法律法規(guī)，以彌補和激勵改類型機組為電網(wǎng)的調(diào)度作出的貢獻。

4.6建議出臺失效催化劑處理的相關(guān)規(guī)范

現(xiàn)有催化劑一般使用3年左右效率變差，需要進行更換，建議出臺失效催化劑處理的相關(guān)規(guī)范，并在考慮火電廠安全、經(jīng)濟、方便處理的前提下，確定其處理方式。據(jù)文獻報道，目前失效催化劑的處理途徑主要有：

1)在國家許可的范圍內(nèi)進行填埋處理;

2)返還給催化劑商;

3)用CaO對催化劑中的金屬礬處置后，可作填料物料處理;

4)回收利用其中的有用金屬材料，目前這種方法比較昂貴，還未有大規(guī)模的應(yīng)用，但隨著技術(shù)的發(fā)展，有望成為主流方法。

5.結(jié)論

機組在進行低氮排放技術(shù)改造后，整體運行運行狀況保持良好，但部分機組由于改造和投入脫硝后，機組出現(xiàn)一系列問題。

5.1機組的最小技術(shù)出力存在不同程度的下降;

5.2進行低氮燃燒器改造的機組多數(shù)出現(xiàn)經(jīng)濟性下降的現(xiàn)象;

5.3 AGC調(diào)節(jié)性能差，需在改造后及時進行相應(yīng)的優(yōu)化;

5.4投入脫硝系統(tǒng)后，受脫硝副產(chǎn)物的影響，部分電廠空預(yù)器、除塵器以及引風(fēng)機存在不同程度的堵塞和腐蝕情況;

5.5脫硝運行成本和改造成本高;

5.6 電網(wǎng)調(diào)度難度大，機組停備嚴重。