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隨著我國環保標準的進一步提高，不能滿足國家環保標準排放的火力發電機組相繼進行了低氮或脫硝改造。機組在進行低氮燃燒器和脫硝系統改造后，在實際運行中NOx的排放量均能滿足2011版《火力發電廠污染物排放標準》要求，脫硝系統運行基本正常。鍋爐本體及輔機的運行均能滿足機組的原有出力，鍋爐燃燒穩定，其主要運行參數除部分電廠再熱汽溫偏低之外，與改造前基本一致，相應輔機如空氣預熱器、除塵器以及引風機改造后均能滿足機組的運行要求，AVC、一次調頻滿足電網調度要求，部分電廠AGC響應速度慢、不能適應電網負荷響應要求。

1 低氮燃燒及脫硝技術

低氮燃燒機組主要是針對NOx 的兩種主要生成機理，在降低燃燒溫度的同時，降低著火區域的氧氣濃度。以抑制爐氮氧化物的生成。通過采用爐內低NOx 燃燒技術，能將NOx 排放濃度降低30%～60%。目前普遍采用的低氮燃燒技術主要是通過低氮燃燒器改造，來實現爐內低氧、分級配分的燃燒特性，降低NOx的減排。

由于爐內低氮燃燒技術的局限性,使得NOx的排放不能很好的滿足環保要求，為進一步降低NOx 的排放，必須對燃燒后的煙氣進行脫硝處理。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構簡單、運行方便、可靠性高、脫硝效率高、一次投資相對較低等諸多優點，在我國得到了廣泛的商業應用。

SCR 脫硝反應器按照相對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)，系統復雜，投資大，故一般選擇高含塵工藝。SCR 裝置主要由脫硝反應劑制備系統和反應器本體組成。通過向反應器內噴入脫硝反應劑NH3，將NOx 還原為氮氣和水蒸氣。制氨一般有尿素、液氨、氨水等3 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、實施NOx減排的機組類型

目前我國電廠在相應國家環保的號召下，NOx排放超標的火電廠均進行了相應的改造，按實施類型可分為四類：1)機組原設計為低氮燃燒方式及煙氣脫硝裝置。此類機組無需進行改造;2)機組原設計低氮燃燒方式并預留安裝脫硝裝置;這種類型機組在設計時，考慮到脫硝裝置的運行要求，在本次改造中，只加裝脫硝裝置;3)機組原設計為低氮燃燒方式，未預留脫硝安裝位置;這種類型機組在設計時，未考慮到脫硝裝置的運行要求，在本次改造中，加裝脫硝裝置，同時進行了相應的輔機改造;4)機組之前未采用低氮燃燒方式，且無脫硝裝置。此類機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。上述幾種進行脫硝改造的機組，同時進行了空預器、除塵器以及引風機的改造。

3、 低氮燃燒器及脫硝改造對機組運行的影響

機組經過低氮燃燒器、脫硝系統以及相應輔機改造后，在實際運行NOx排放量均能滿足國家的環保要求，為日后機組的正常運行創造了先決條件，與此同時也給機組帶來一些負面影響。

3.1機組最小技術出力降低，調峰能力差

大部分電廠的脫硝均采用SCR脫硝反應器，催化劑的設計溫度為300℃～420℃。在機組投入脫硝系統運行后，除同步投產脫硝系統的機組外，由于早期鍋爐設計未考慮脫硝系統的運行溫度，多數機組改造后出現了鍋爐低負荷運行時，省煤器出口煙溫無法滿足脫硝系統正常運行溫度的現象，因而鍋爐最小技術出力較改造前均有不同程度的升高，機組的調峰能力下降。針對上述情況，選取山西省具有代表性的九個電廠進行了調研，綜合九個電廠的最小技術出力情況，改造后機組的最小技術出力在50%-77%之間。經加權平均，鍋爐最小技術出力平均為59%，較改造前40%的最低穩燃負荷提高了19%;僅就改造機組來計算鍋爐最小技術出力平均為62% ，鍋爐最小技術出力較改造前提高了22%。其中，原設計低氮燃燒和脫硝系統的機組效果最佳，低氮加脫硝同時改造的機組效果最差。

3.2 AGC調節特性能差

機組在經過低氮燃燒器改造后，爐內的燃燒方式發生了明顯變化，在使用原有協調方式的情況下，機組在投入AGC控制時，主汽壓力偏差大、汽包水位波動;負荷調節速率較快時，由于脫硝噴氨反應存在滯后，容易造成NOx排放指標在短時間內超標，嚴重影響負荷調節速率;同步進行 引風機改造的機組，改造后未進行引風機調節特性試驗，在低負荷時，在原有控制方式下，爐膛壓力波動大。

3.3運行經濟性差

完成低氮燃燒器和脫硝改造的機組，大部分存在經濟性降低的現象。主要體現在：

1)飛灰含碳量增大

機組進行低氮燃燒器改造后，由于燃燒方式的改變，如果風粉配比不佳，主燃燒區的缺氧燃燒及燃燼區的低溫燃燒均不利于煤粉的燃盡。另外，改造后機組進行的燃燒調整更多的傾向于降低NOx排放量的調整，導致飛灰含碳量增大，機組經濟性降低。

2)空預器傳熱效果下降，排煙溫度升高

機組脫硝系統投入運行后，脫硝副產物硫酸氫氨在低于露點溫度下，容易在空預器的受熱面上粘結，且極具粘性，流經空預器煙氣中的飛灰容易沉積在空預器受熱面上，致使空預器傳熱效果下降，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℃，嚴重影響機組的經濟性。據估算再熱汽溫每降低10℃，影響機組單位煤耗約1g標準煤。

對大多數脫硝改造機組，經濟性均受到一定影響，通過調研，改造后影響機組效率約1%。以單臺600MW機組、負荷率80%、年運行小時數5500小時、標煤單價600元、鍋爐效率降低1%，單位能耗增加約3g標準煤估算，每年多消耗標煤7920噸，折合人民幣475萬元，單位電量成本增加0.18分。

3.4鍋爐輔機的堵塞與腐蝕

鍋爐低負荷時，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，脫硝副產物NH3HSO3的生成量增加。NH3HSO3粘結性強、露點溫度高，并具有一定的腐蝕性，容易堵塞空氣預熱器，導致空氣預熱器差壓增大，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，還會造成布袋除塵器以及引風機葉片腐蝕。通過調研發現，個別電廠在進行機組檢修時，發現布袋除塵器\引風機均有腐蝕現象。

3.5 液氨站的安全運行

液氨又稱無水氨，是一種無色液體，易揮發，有腐蝕性，具有刺激性氣味。液氨揮發成氨氣，屬于易燃、易爆氣體，泄漏后可引發中毒，對眼、粘膜有刺激性，有燒傷危險。液氨在運輸、裝卸、儲存以及檢修過程存在泄漏、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，尤其臨近城市地區的電廠，采用液氨脫硝，其運輸、儲存、運行風險更大，大大增加了機組運行的危險性。

3.6脫硝改造、運行成本高

脫硝改造增加了原風煙系統的阻力，脫硝副產物有堵塞和腐蝕空預器、除塵器、引風機等設備的情況，需配套進行空預器以及引風機的改造，改造幅度大，成本高。

據調研結果，脫硝系統投入后，其運行成本普遍高于國家的環保電價補貼0.008元/kwh，2×300MW機組，一天消耗液氨的費用在3～5萬元之間，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小時左右，按目前市場價格一臺600MW機組催化劑更換約需2000萬元。

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