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隨著我國(guó)環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)的進(jìn)一步提高，不能滿足國(guó)家環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)排放的火力發(fā)電機(jī)組相繼進(jìn)行了低氮或脫硝改造。機(jī)組在進(jìn)行低氮燃燒器和脫硝系統(tǒng)改造后，在實(shí)際運(yùn)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(biāo)準(zhǔn)》要求，脫硝系統(tǒng)運(yùn)行基本正常。鍋爐本體及輔機(jī)的運(yùn)行均能滿足機(jī)組的原有出力，鍋爐燃燒穩(wěn)定，其主要運(yùn)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(jī)如空氣預(yù)熱器、除塵器以及引風(fēng)機(jī)改造后均能滿足機(jī)組的運(yùn)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(fù)荷響應(yīng)要求。

1 低氮燃燒及脫硝技術(shù)

低氮燃燒機(jī)組主要是針對(duì)NOx 的兩種主要生成機(jī)理，在降低燃燒溫度的同時(shí)，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(guò)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(guò)低氮燃燒器改造，來(lái)實(shí)現(xiàn)爐內(nèi)低氧、分級(jí)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(jìn)一步降低NOx 的排放，必須對(duì)燃燒后的煙氣進(jìn)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(jiǎn)單、運(yùn)行方便、可靠性高、脫硝效率高、一次投資相對(duì)較低等諸多優(yōu)點(diǎn)，在我國(guó)得到了廣泛的商業(yè)應(yīng)用。

SCR 脫硝反應(yīng)器按照相對(duì)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(guò)向反應(yīng)器內(nèi)噴入脫硝反應(yīng)劑NH3，將NOx 還原為氮?dú)夂退魵狻Ｖ瓢币话阌心蛩亍⒁喊薄彼? 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(shí)施NOx減排的機(jī)組類型

目前我國(guó)電廠在相應(yīng)國(guó)家環(huán)保的號(hào)召下，NOx排放超標(biāo)的火電廠均進(jìn)行了相應(yīng)的改造，按實(shí)施類型可分為四類：1)機(jī)組原設(shè)計(jì)為低氮燃燒方式及煙氣脫硝裝置。此類機(jī)組無(wú)需進(jìn)行改造;2)機(jī)組原設(shè)計(jì)低氮燃燒方式并預(yù)留安裝脫硝裝置;這種類型機(jī)組在設(shè)計(jì)時(shí)，考慮到脫硝裝置的運(yùn)行要求，在本次改造中，只加裝脫硝裝置;3)機(jī)組原設(shè)計(jì)為低氮燃燒方式，未預(yù)留脫硝安裝位置;這種類型機(jī)組在設(shè)計(jì)時(shí)，未考慮到脫硝裝置的運(yùn)行要求，在本次改造中，加裝脫硝裝置，同時(shí)進(jìn)行了相應(yīng)的輔機(jī)改造;4)機(jī)組之前未采用低氮燃燒方式，且無(wú)脫硝裝置。此類機(jī)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(jìn)行脫硝改造的機(jī)組，同時(shí)進(jìn)行了空預(yù)器、除塵器以及引風(fēng)機(jī)的改造。

3、 低氮燃燒器及脫硝改造對(duì)機(jī)組運(yùn)行的影響

機(jī)組經(jīng)過(guò)低氮燃燒器、脫硝系統(tǒng)以及相應(yīng)輔機(jī)改造后，在實(shí)際運(yùn)行NOx排放量均能滿足國(guó)家的環(huán)保要求，為日后機(jī)組的正常運(yùn)行創(chuàng)造了先決條件，與此同時(shí)也給機(jī)組帶來(lái)一些負(fù)面影響。

3.1機(jī)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(jì)溫度為300℃～420℃。在機(jī)組投入脫硝系統(tǒng)運(yùn)行后，除同步投產(chǎn)脫硝系統(tǒng)的機(jī)組外，由于早期鍋爐設(shè)計(jì)未考慮脫硝系統(tǒng)的運(yùn)行溫度，多數(shù)機(jī)組改造后出現(xiàn)了鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，省煤器出口煙溫?zé)o法滿足脫硝系統(tǒng)正常運(yùn)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(jī)組的調(diào)峰能力下降。針對(duì)上述情況，選取山西省具有代表性的九個(gè)電廠進(jìn)行了調(diào)研，綜合九個(gè)電廠的最小技術(shù)出力情況，改造后機(jī)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(fù)荷提高了19%;僅就改造機(jī)組來(lái)計(jì)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(jì)低氮燃燒和脫硝系統(tǒng)的機(jī)組效果最佳，低氮加脫硝同時(shí)改造的機(jī)組效果最差。

3.2 AGC調(diào)節(jié)特性能差

機(jī)組在經(jīng)過(guò)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(jī)組在投入AGC控制時(shí)，主汽壓力偏差大、汽包水位波動(dòng);負(fù)荷調(diào)節(jié)速率較快時(shí)，由于脫硝噴氨反應(yīng)存在滯后，容易造成NOx排放指標(biāo)在短時(shí)間內(nèi)超標(biāo)，嚴(yán)重影響負(fù)荷調(diào)節(jié)速率;同步進(jìn)行 引風(fēng)機(jī)改造的機(jī)組，改造后未進(jìn)行引風(fēng)機(jī)調(diào)節(jié)特性試驗(yàn)，在低負(fù)荷時(shí)，在原有控制方式下，爐膛壓力波動(dòng)大。

3.3運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性差

完成低氮燃燒器和脫硝改造的機(jī)組，大部分存在經(jīng)濟(jì)性降低的現(xiàn)象。主要體現(xiàn)在：

1)飛灰含碳量增大

機(jī)組進(jìn)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(jī)組進(jìn)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(jī)組經(jīng)濟(jì)性降低。

2)空預(yù)器傳熱效果下降，排煙溫度升高

機(jī)組脫硝系統(tǒng)投入運(yùn)行后，脫硝副產(chǎn)物硫酸氫氨在低于露點(diǎn)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(yán)重影響機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性。據(jù)估算再熱汽溫每降低10℃，影響機(jī)組單位煤耗約1g標(biāo)準(zhǔn)煤。

對(duì)大多數(shù)脫硝改造機(jī)組，經(jīng)濟(jì)性均受到一定影響，通過(guò)調(diào)研，改造后影響機(jī)組效率約1%。以單臺(tái)600MW機(jī)組、負(fù)荷率80%、年運(yùn)行小時(shí)數(shù)5500小時(shí)、標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)600元、鍋爐效率降低1%，單位能耗增加約3g標(biāo)準(zhǔn)煤估算，每年多消耗標(biāo)煤7920噸，折合人民幣475萬(wàn)元，單位電量成本增加0.18分。

3.4鍋爐輔機(jī)的堵塞與腐蝕

鍋爐低負(fù)荷時(shí)，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(qiáng)、露點(diǎn)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(shí)，還會(huì)造成布袋除塵器以及引風(fēng)機(jī)葉片腐蝕。通過(guò)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，個(gè)別電廠在進(jìn)行機(jī)組檢修時(shí)，發(fā)現(xiàn)布袋除塵器\引風(fēng)機(jī)均有腐蝕現(xiàn)象。

3.5 液氨站的安全運(yùn)行

液氨又稱無(wú)水氨，是一種無(wú)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(duì)眼、粘膜有刺激性，有燒傷危險(xiǎn)。液氨在運(yùn)輸、裝卸、儲(chǔ)存以及檢修過(guò)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(yùn)輸、儲(chǔ)存、運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)更大，大大增加了機(jī)組運(yùn)行的危險(xiǎn)性。

3.6脫硝改造、運(yùn)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(jī)等設(shè)備的情況，需配套進(jìn)行空預(yù)器以及引風(fēng)機(jī)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(yùn)行成本普遍高于國(guó)家的環(huán)保電價(jià)補(bǔ)貼0.008元/kwh，2×300MW機(jī)組，一天消耗液氨的費(fèi)用在3～5萬(wàn)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(shí)左右，按目前市場(chǎng)價(jià)格一臺(tái)600MW機(jī)組催化劑更換約需2000萬(wàn)元。

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