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(shè)施建設(shè)與運行又存在那些問題?

1、 脫硝設(shè)施建設(shè)工期緊，任務(wù)重

隨著《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）實施，預留給省內(nèi)火電機組進行脫硝設(shè)施改造僅為2年半左右時間。脫硝改造是一項環(huán)保技術(shù)改造，資金投入較大，項目支撐手續(xù)較多，前期需要進行調(diào)研、立項、設(shè)備采購、施工以及調(diào)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(shè)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(shè)施撤出時間增加，不利于污染物減排。若脫硝設(shè)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(shè)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(shè)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(shè)計效率，其中 有2臺機組脫硝效率甚至低于設(shè)計效率的80%。機組脫硝效率未能達到設(shè)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(shè)施運行對機組產(chǎn)生的不利影響

SCR煙氣脫硝技術(shù)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(shè)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(zhì)，會引起脫硝反應器和下游設(shè)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(shè)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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