燃煤电厂烟气脱硝设施建设和运行情况及存在问题浅析

机组负荷率低，脱硝设施投运情况堪忧

2012年上半年，受经济增速趋绶的影响，发电量出现下滑，燃煤火电机组发电利用小时下降明显，机组平均负荷率较去年同期也有所下降。负荷率下降导致机组长期处于低负荷状态下运行，脱硝设施撤出时间增加，不利于污染物减排。

若脱硝设施长期在低负荷、烟气温度不高的情况下运行，则会对脱硝设施的催化剂产生一定的副作用，影响催化剂的实际催化效果和使用寿命。如某电厂300MW机组，由于催化剂工作温度在314度-400度之间，机组负荷低于180MW，烟温低于300度时就不能满足投运要求，就要退出SCR运行，影响机组的实际减排效果。

根据上半年统计情况，19台脱硝机组能够达到或超过设计脱硝效率的仅为9台，达标率为47.36%，其余10台机组脱硝效率均低于设计效率，其中有2台机组脱硝效率甚至低于设计效率的80%。机组脱硝效率未能达到设计效率的原因有很多，主要有机组负荷上下波动频繁、运行工况不稳定、催化剂未能在最佳工况下运行、催化剂中毒或失效等原因。

脱硝设施运行对机组产生的不利影响

SCR烟气脱硝技术所采用的钒钛系催化剂通常被布置在省煤器出口和空预器进口，由于流经脱硝催化剂的烟气还未经过除尘设备，烟气中的含尘量较高，会给机组带来多种不利因素。在实际运行过程中，烟气中的水蒸汽、SO3和逃逸的氨在一定条件下反应会生成硫酸氢铵。硫酸氢铵在液态下一种很粘的腐蚀性物质，会引起脱硝反应器和下游设备堵塞和腐蚀。

当氨逃逸浓度较高时，因为硫酸氢铵导致空预器的堵塞，空预器的压损上升很快;当氨逃逸浓度较低时，空预器的压损理上升较慢。目前一些电厂水运行一段时间后，后续设备腐蚀增加，部分烟风道的膨胀节、烟道壁经常被腐蚀破损，外部保温除锈锈蚀。

由于烟气流经SCR烟气脱硝催化剂以及脱硝系统的进出口连接烟道，会产生一定烟气阻力，一般情况下，在反应器中布置2层催化剂的脱硝系统，在满负荷下脱硝系统的烟气阻力为800Pa左右，这样一方面会导致引风机电耗增高，从而提高厂用电率。

另一面，由于高飞灰布置的SCR烟气脱硝系统安装在空气预热器之前，脱硝系统的烟气阻力的存在，会导致空气预热端压差升高，从而导致空气预热器漏风率增大，空预器漏风率增大，空预器漏风率增大后，将影响热一次风和热二次风风湿，从而影响锅炉热效率。

发电企业脱硝电价补贴力度有限，运行成本日趋增高、脱硝运营压力大

浙江省燃煤电厂脱硝电价自2011年12月1日开始试行，对安装脱硝装置的燃煤发电企业，经国家或省级环保部门验收合格的，报物价局审核后试行脱硝电价，标准暂按0.008元/(kw.h)执行，补贴标准略低于电厂运行成本。

电厂运行时发电企业除日常运行维护费用如脱硝剂(液氨或尿素)成本支出外，一些机组的催化剂使用年限到期，需要再生或更换，也是一笔较大的支出。目前浙江省对于脱硝机组只有100个基础利用小时的奖励政策，不足以填补脱硝运行带来的成本。

建议

火电厂脱硝设施配套改造是继脱硫设施改造后我国电力企业又一重大环保工程，燃煤机组配置脱硝设施也是国家积极鼓励和要求的，对于实现“十二五”节能减排约束性目标，缓解资源环境约束，促进经济发展方式转变，增强可持续发展能力具有重要意义。电力行业氮氧化物排放量，作为国家“十二五”期间节能减排重要控制指标，要求2015年排放量在2010年排放量的基础上消减29%，因此发电企业脱硝设施肩负着氮氧化物减排的重要任务。

积极推进火电机组脱硝改造工程

按照要求，浙江省大部分机组将在2014年7月前进行脱硝设施改造，脱硝改造机组众多、时间紧迫、任务繁重，又恰逢脱硫取消旁路改造，停运改造与电力生产及保障全省电力供应任务将产生矛盾。

政府有关部门、各有关发电企业及电力高度机构需加强脱硝改造统一规划，协调好统调火电机组脱硝改造和供电需求的关系，合理安排机组停运时间，避免扎堆改造造成社会供电不足等情况产生。各发电集团和企业要提前规划、积极调研、狠抓落实、按时保质的完成脱硝工程项目改造。

高标准严要求地进行脱硝设施建设

不论是“三同时”建设的脱硝设施，还是后期通过技术改造建设的脱硝设施，目前在建设和投运中都有比较好的建设改造实践和自主创新成果，当然也存在的一些不足和缺陷。因此建议各火电企业在设计、施工和进行脱硝改造时，能够积极调研、深入研究、互相学习，借鉴先进成果，吸取教训，尽量少走弯。

在进行脱硝设施设计时，在满足目前环保标准的同时，要预留相应的设计裕量，以便届时更加严格的环保标准(列入环保重点地区，执行特别排放限值等)出台时，可通过增加催化剂层数等手段进行适当调整，避免重复改造，费时费力。

新建脱硝机组要认真做好设备选型和招投标工作，选择与机组性能相匹配的SCR技术和设备，避免出现建成后脱硝设施经常不能投运等问题，影响企业安全生产和经济效益。

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