在我國，電廠是煤大戶，也是NOx排放的重點單位，抑制NOx的排放，是當前控制大氣污染的重要工作之一。那么我們應該如何解決當前火電廠NOx污染問題，現(xiàn)在的燃煤機組脫硝設施建設與運行又存在那些問題?

1、 脫硝設施建設工期緊，任務重

隨著《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）實施，預留給省內火電機組進行脫硝設施改造僅為2年半左右時間。脫硝改造是一項環(huán)保技術改造，資金投入較大，項目支撐手續(xù)較多，前期需要進行調研、立項、設備采購、施工以及調試等環(huán)節(jié)，同時需要環(huán)境影響評價、安全性評價、職業(yè)健康衛(wèi)生評價、節(jié)能評估和審查等各種評價性材料，因此每個電廠都要提前籌劃、積極準備、穩(wěn)步有序的推進此項工作。

2、機組負荷率低，脫硝設施投運情況堪憂

2012年上半年，受經(jīng)濟增速趨綬的影響，發(fā)電量出現(xiàn)下滑，燃煤火電機組發(fā)電利用小時下降明顯，機組平均負荷率較去年同期也有所下降。負荷率下降導致機組長期處于低負荷狀態(tài)下運行，脫硝設施撤出時間增加，不利于污染物減排。若脫硝設施長期在低負荷、煙氣溫度不高的情況下運行，則會對脫硝設施的催化劑產(chǎn)生一定的副作用，影響催化劑的實際催化效果和使用壽命。如某電廠300MW機組，由于催化劑工 作溫度在314度-400度之間，機組負荷低于180MW，煙溫低于300度時就不能滿足投運要求，就要退出SCR運行，影響機組的實際減排效果。根據(jù)上半年統(tǒng)計情況，19臺脫硝機組能夠達到或超過設計脫硝效率的僅為9臺，達標率為47.36%，其余10臺機組脫硝效率均低于設計效率，其中 有2臺機組脫硝效率甚至低于設計效率的80%。機組脫硝效率未能達到設計效率的原因有很多，主要有機組負荷上下波動頻繁、運行工況不穩(wěn)定、催化劑未能在*工況下運行、催化劑中毒或失效等原因。

3、脫硝設施運行對機組產(chǎn)生的不利影響

SCR煙氣脫硝技術所采用的釩鈦系催化劑通常被布置在省煤器出口和空預器進口，由于流經(jīng)脫硝催化劑的煙氣還未經(jīng)過除塵設備，煙氣中的含塵量較高，會給機組帶來多種不利因素。在實際運行過程中，煙氣中的水蒸汽、SO3和逃逸的氨在一定條件下反應會生成硫酸氫銨。硫酸氫銨在液態(tài)下一種很粘的腐蝕性物質，會引起脫硝反應器和下游設備堵塞和腐蝕。當氨逃逸濃度較高時，因為硫酸氫銨導致空預器的堵塞，空預器的壓損上升很快;當氨逃逸濃度較低時，空預器的壓損理上升較慢。目前一些電廠水運行一段時間后，后續(xù)設備腐蝕增加，部分煙風道的膨脹節(jié)、煙道壁經(jīng)常被腐蝕破損，外部保溫除銹銹蝕。

由于煙氣流經(jīng)SCR煙氣脫硝催化劑以及脫硝系統(tǒng)的進出口連接煙道，會產(chǎn)生一定煙氣阻力，一般情況下，在反應器中布置2層催化劑的脫硝系統(tǒng)，在滿負荷下脫硝系統(tǒng)的煙氣阻力為800Pa左右，這樣一方面會導致引風機電耗增高，從而提高廠用電率。另一面，由于高飛灰布置的SCR煙氣脫硝系統(tǒng)安裝在空氣預熱器之前，脫硝系統(tǒng)的煙氣阻力的存在，會導致空氣預熱端壓差升高，從而導致空氣預熱器漏風率增大，空預器漏風率增大，空預器漏風率增大后，將影響熱一次風和熱二次風風濕，從而影響鍋爐熱效率。
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