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5超低排放降低NOx浓度的可行性建议
5.1基本原则
对每一个电厂而言，机组的污染物排放浓度低于国家政策要求的排放限值，是必须承担的社会责任和义务，同时，追求较好的经济指标是每个企业的永恒准则。因此，在降低机组污染物排放的同时，应兼顾机组的经济性指标，这是电厂生产经营的基本原则。
5.2机组目前运行状况
本项目机组的设计煤种为贫煤，煤质的挥发分（Vdaf）在17%左右，煤的热值（Qnet.ar）在19~22.2MJ/kg，设计煤粉细度R90=14%。炉膛出口NOx排放浓度已降低至550mg/Nm3（折算到O2=6%）左右，因电厂实际运行边界条件与设计条件相当，即实际燃用煤质接近设计煤种和校核煤种，那么在保证锅炉效率不降低的情况下通过低氮燃烧技术降低Nox排放浓度空间有限。
#3、#4机组SCR脱硝系统是2012年投运，脱硝催化剂已使用3年多，催化剂活性已开始衰减，2015年3月#4机组备用层催化剂已加装，目前锅炉出口Nox排放指标控制在1000mg/Nm3（折算到O2=6%）以下。
5.3建议
根据以上分析，在保证较高的锅炉效率或锅炉效率不降低前提下，为控制过高的氨逃逸造成NH4HSO4对尾部设备的影响，要达到燃煤电站锅炉超低排放NOx浓度小于50mg/Nm3（折算到O2=6%）的目标。，建议采取以下措施：
5.3.1采用更高效分级配风低氮燃烧技术。将锅炉炉膛出口NOx浓度控制在500mg/Nm3（折算到O2=6%）以下，减少锅炉尾部烟气脱硝压力。
5.3.2采用SNCR+SCR混合脱硝技术。在机组500MW以上高负荷段时锅炉出口NOx排放值较高，通过SNCR脱硝系统，使NOx再降低20%，实现SCR脱硝入口NOx值在全工况条件下＜400mg/Nm3；SCR扩容改造，采用（4+0）SCR脱硝装置，最终实现脱硝出口NOX＜50mg/Nm3。
5.3.3采取掺烧烟煤的方法，控制入炉煤质，在条件允许情况下，将实际燃用煤质的挥发分（Vdaf）控制到大于20%。
5.3.4降低煤粉细度，将煤粉细度控制在R90小于10%
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