燃煤机组烟气脱硝设施建设和运行情况及存在问题浅析-第2页-北极星电力新闻网

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2、燃煤机组脱硝设施建设与运行存在问题

2.1 脱硝设施建设工期紧。任务重

随着《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)实施，预留给省内火电机组进行脱硝设施改造仅为2年半左右时间。目前浙江省仍有一半以上燃煤机组尚未配置SCR脱硝设施，需要在这两年内完成脱硝设施改造，改造时间紧，任务艰巨。脱硝改造是一项环保技术改造，资金投入较大，项目支撑手续较多，前期需要进行调研、立项、设备采购、施工以及调试等环节，同时需要环境影响评价、安全性评价、职业健康卫生评价、节能评估和审查等各种评价性材料，因此每个电厂都要提前筹划、积极准备、稳步有序的推进此项工作。

今年又恰逢浙江省火电机组进行脱硫取消旁路改造，这一改造项目涉及的机组更多，对机组安全运行影响更大，改造亦需要机组停运。因此，大部分电厂目前都选择同时进行脱硝改造和脱硫取消旁路改造，这样可以节省因此而造成的机组停运时间。如何安排好脱硝改造计划是每个发电企业以及电力调度机构需要解决的主要问题。

2.2 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。

2.3 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。

2.4 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

目前，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。

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