燃煤电厂烟气脱硝设施建设和运行情况及存在问题浅析

积极优化、调整完善，提高脱硝设施投运稳定性和投运率

由于SCR烟气脱硝系统的主要设备多为静态设备，因设备故障导致未投用SCR烟气脱硝系统的情况较为少见，影响SCR烟气脱硝系统投用率的因素主要是烟气温度低于SCR烟气脱硝催化剂最低烟气温度。

在SCR烟气脱硝系统的设备选型阶段，应该考虑催化剂最低投用烟温与机组低负荷运行时省煤器出口烟气温度的匹配性，为了保证脱硝投用率，可适当可虑选择最低投用烟气温度较低的催化剂。电厂亦适当牺牲一定的经济性(如锅炉效率)，通过调整燃烧工况来提高进入烟气脱硝系统的烟气温度。

SCR脱硝系统投入实际运行的时间较短，系统尚未完善，对于脱硝系统普通存在的CEMS测试准确性、氨逃逸大和自动调节品质等问题，建议各电厂积极组织技术力量开展脱硝设施运行优化调整，逐步完善和解决运行过程存在的问题，提高脱硝设施投运稳定性和投运率。

优化调整方式，开展节能发电高度和有序调停，充分发挥脱硝机组在节能减排中的作用

目前浙江省10台1000MW机组均配置了脱硝设施，大机组在供电煤耗和厂用电率等指标均有较大优势，2012年上半年1000MW机组平均供电煤耗仅为288g/(kw.h)，因此应该积极发挥大机组节能减排方面的重要作用。鼓励发电企业建设、运行脱硝设施，对于安装并平稳运行脱硝设施的火电机组优先高度、优先上网，提高脱硝机组的年度计划电量，以提高脱硝投运率。开展节能发电高度，让高效环保脱硝机组多发满发。

在用电低负荷阶段，开展有序调停，加强厂级高度方式的研究，适当提高脱硝机组的最低运行负荷，减少不必要的资源浪费，降低污染物排放，提高经济和社会效益。

落实脱硝机组奖励机制和脱硝设施运行管理考核办法，缓解发电企业建设和运行压力

目前浙江省每年奖励脱硝机组100h的发电利用小时数，对于脱硝机组来说也是杯水车薪，不足以弥补脱硝设施投运的成本，建议在年初确定发电小时时可适当增加奖励发电小时数。脱硝电价补贴仅为0.008元/(kw.h)，也略低于企业脱硝运行成本。建议根据各电厂实际运行分级补贴，对运行效果较好的企业可适当提高补贴电价标准。

根据浙江省脱硝电价相关文件精神，燃煤发电企业当月脱硝设施投运率低于80%的，不得享受脱硝电价。当月脱硝设施投运率达到80%及以上的，根据当月实际脱硝效率是否达到设计效率的80%来进行脱硝电价核定。

浙江省大部分燃煤机组采用SCR法进行脱硝，此方法存在“最低喷氨温度”这一瓶颈制约，即：燃煤机组在省煤器出口段烟气温度不能满足脱硝装置的“最低喷氨温度”的要求，为保护催化剂活性，脱硝装置将被迫停运。

因此，建议对运行于50%额定负荷以下的机组，脱硝设施投运率分段考核(当机组在50%以下额定负荷运行时，脱硝设施投运率不考核，当机组在50%额定负荷以上运行时，对脱硝设施投运率进行考核)。

对于脱硝效率的考核规定要求达到设计效率的80%以上，此指标对于设计脱硝效率较高的机组来说反而成为了一个负担，不利于新建或改建机组进行设计时选定较高的设计效率(因为设计效率越高，实际运行考核的指标也越高)。

建议对脱硝机组出口排放浓度制定具体的考核标准，只要出口排放浓度达到排放标准，就不考虑脱硝效率，这样可以避免某些设计效率较高的机组，在满足排放标准的情况下不必为追求单一考核脱硝效率而“非经济性”运行。

电量安排、税收、贴息、脱硝废料回收处理等政策措施的配合，可以进一步鼓励企业加快环保设施的建设，加快电源结构调整。火力发电企业进行脱硝系统改造要投入大量的资金，建议在贷款利率、财政税收等方面考虑优惠政策，同时对进口设备给予相关退税政策支持。鼓励企业利用催化剂再生替代全新更换催化剂，促进国产催化剂生产和再生企业的发展，避免更换下来的催化剂的二次污染。

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