赵瑞，张翼，余学海，史晓宏，刘毅，王鹏，韩涛

（神华国华（北京）电力研究院有限公司，北京 100084）

目前燃煤电厂NOx的排放必须满足火电厂大气污染物排放标准[1]的要求，一般情况下NOx出口浓度控制在50mg/m3（标准）以下，部分地区如京津冀，要求NOx达到更低的排放浓度。燃煤电厂广泛采用选择性催化还原法（SCR）技术，该技术是目前最主要的商业化应用脱硝技术之一[2]。随着国内燃煤机组大规模的超低排放改造[3-4]，脱硝系统入口的NOx浓度值低于设计值，有时能达到150mg/m3（标准），甚至更低[5-6]。在同等脱硝效率的要求下，增加了对SCR脱硝系统氨逃逸控制的难度[7]，由此会造成SCR脱硝后局部氨逃逸现象。SCR脱硝系统的氨逃逸（过量的NH3）与烟气中的SO3在低温下反应生成硫酸氢铵[8]，硫酸氢铵的生成与氨逃逸浓度、SO3量、温度、湿度等都有关系[9]，硫酸氢铵生成量的上升，导致其在空预器内的黏结，进而引起空预器堵塞[10]，影响机组稳定运行。因此，SCR脱硝系统一般将氨逃逸浓度控制在2.28mg/m3以下，甚至更低。有些机组为解决氨逃逸问题，正在开展精细化喷氨研究及改造[11]。

目前煤电机组的调峰作用进一步突显[12]，低负荷运行的情况越来越多，这就要求燃煤机组低负荷时也能达标运行，而燃煤机组低负荷运行时，脱硝系统入口烟气温度会低于290℃，甚至出现更低温度的情况。而目前常规的脱硝催化剂运行温度为300～420℃、烟气温度低于290℃时[13]，脱硝系统强制退出，对环保产生不利的影响。目前国内学者研究了过渡金属/稀土金属对低温催化剂活性的影响，同时开展制造工艺、催化剂形态等相关研究。……