SCR脱硝系统性能及空气预热器阻力上升分析

由表3可见：作为催化剂的载体和活性成分TiO2、WO3和V2O5的含量在运行一段时间后明显降低，而SO3有较大程度的增加；超低排放改造后，催化剂脱硝效率和活性也明显降低，一些物质的含量改变速度加快，尤其SO3的增加最为明显。这些结果与前面分析的喷氨不均和氨逃逸浓度严重超标相呼应。

此外，亚微米颗粒物的主要矿物元素K、As容易富集在催化剂微孔道中，其可能造成催化剂脱硝活性降低。

当前，中国燃煤电厂在完成超低排放改造后，如何正确评估“超低排放”改造机组长期运行满足新排放限值的技术可行性和经济合理性，设定合理的烟气污染物实际排放控制标准，成为迫切需要解决的问题。

中国一些研究者对此进行了分析，如神华集团针对典型“近零排放”机组燃用低硫、低灰和高挥发分的优质动力神华煤时，在SCR入口NOx质量浓度为200~250mg/m3情况下，考察了大气污染物烟尘、SO2和NOx的排放质量浓度和排放绩效等特征，提出了更加契合绿色发展生态环保要求的燃煤电厂大气污染物烟尘、SO2和NOx排放限值，并全面评估了这些典型“近零排放”机组在更优排放指标下长期运行的可靠性。

根据表2、表3超低排放改造前后对比分析结果可知，超低排放改造后SCR脱硝系统面临着更为严峻的运行工况，因此不宜过分追求过低的NOx排放浓度。当前，超低排放机组NOx排放浓度的波动程度与SO2和烟尘相比偏大，如追求较为平稳且过低的排放浓度，氨逃逸浓度很可能急剧增加。

原因是NOx主要依靠单一污染物控制设备实现深度脱除，同时还需适应复杂的运行工况，如火电机组深度调峰，很难根据监测浓度及时调整SCR脱硝系统喷氨量。

根据安徽省接入节能发电调度技术支持系统的95台燃煤火电机组烟气污染物排放浓度和环保设备故障率统计分析对于新建机组和改造机组，NOx排放浓度分别控制在25mg/m3左右和35mg/m3左右较为适宜。此外，由于SCR出口单点式CEMS数据监测不具有代表性，超低排放机组应根据SCR出口处和总排口处NOx浓度测定数值相互佐证，以便喷氨量精细化控制。

对于某电厂6号机组，建议进行喷氨优化试验，在NOx质量浓度控制在35~40mg/m3范围的前提下，适当降低A、B侧脱硝效率至90%左右。同时相应进行SCR出口CEMSNOx浓度多点烟气取样和矩阵式烟气取样改造；加强催化剂活性和主要化学成分及微量元素分析，一般为半年左右一次，实时掌握催化剂的性能参数。

6结语

燃煤电厂SCR脱硝装置运行情况，直接关系着电厂NOx排放及相关环保电价的获取程度。本文研究结果表明：超低排放改造后机组需定期进行喷氨优化调整试验，有必要进行NOx浓度多点烟气取样和矩阵式烟气取样改造，以有效改善SCR运行状况，使出口NOx浓度降低和氨逃逸浓度达标；为缓解空预器阻力迅速上升及降低催化剂老化速率，不宜追求过低的NOx排放浓度；同时，需加强催化剂活性测试，提高脱硝运行的安全性、稳定性和经济性。

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