脱硝改造技术在燃煤电厂中的实际应用

中国能源建设集团广东省电力设计研究院，广东 广州 510663

引言

我国资源结构以煤为主，大气污染物排放总量居高不下。《国家环境保护“十二五”规划》提出了主要污染物之一的氮氧化物NOx 排放总量减少10%的要求。

2012年《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）正式颁布，从2014年7月1日起，火电厂污染物排放必须符合新的限值指标：SO2小于200mg/m3、NOx 小于200mg/m3、烟尘小于30mg/m3。

目前燃煤锅炉的NOx排放浓度在300mg/m3～1100mg/m3 范围内,绝大多数锅炉NOx排放浓度集中在500mg/m3～700mg/m3。该数值与实际煤种、锅炉的类型及结构、燃烧工况、锅炉负荷等因素有关，若仅靠人为控制，调整难度还是比较大的，改造势在必行。

1 工艺方案的比选

锅炉燃烧对NOx 的控制，总体上分为低NOx 燃烧和烟气脱硝两种方案。

低NOx 燃烧技术有：低NOx 燃烧器的应用、燃料分级燃烧、烟气再循环燃烧、空气分级。采用低NOx燃烧技术运行费用低，但其脱硝效率较低(一般为30%～50%)。随着环保要求日益严格，采用高效的烟气脱硝技术显得十分重要。

烟气脱氮方法可分成干法和湿法两类，干法有选择性催化还原(SCR，Selective Catalytic Reduction)、选择性非催化还原(SNCR)、非选择性催化还原(NSCR)、活性炭吸附法、分子筛及联合脱硫脱氮方法等；湿法有分别采用水、酸、碱液吸收法，氧化吸收法和吸收还原法等。其中使用比较多的是SCR 和SNCR。然而，SNCR 虽然技术含量低、运行费用低，但是对温度依赖性强，脱硝率只有30%～40%。因此，实际工程中应用最多的是SCR，在欧洲已有120 多台大型的SCR 装置得到了成功的应用，其NOx的脱除率达到80%～95%；日本超过100000MW 容量的电厂安装了SCR 这种设备；美国电力行业将SCR 技术作为主要手段控制NOx。SCR 已成为目前国内外电站脱硝成熟的主流技术。

原则上，300MW 以上的燃煤机组，降低烟气中NOx 浓度一般采用“低氮燃烧器”+“SCR 脱硝”，遵循“先降后脱”的原则，以降低烟气脱硝的运行成本。

2 改造方案及自动化水平说明

现以某燃煤电厂为例，对脱硝改造技术的实际应用进行说明。

2.1 改造方案

本工程烟气脱硝，#5 机组采用锅炉低氮燃烧改造+SCR 法炉后脱硝方案，#6 机组采用SCR 法炉后脱硝方案，#5 机组SCR 入口氮氧化物设计浓度按照450mg/Nm3考虑，#6 机组SCR 入口氮氧化物设计浓度按照500mg/Nm3考虑，脱硝后电厂出口氮氧化物排放浓度满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中≤200mg/Nm3的排放限值。本工程脱硝系统按照≥80%效率设计并考虑预留至脱硝效率达90%的空间。本系统SCR 工艺流程为：液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区，与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR 反应器内部反应，SCR 反应器设置于空气预热器前，氨气在SCR 反应器的上方，通过喷氨栅格(AIG)、静态混合器和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应过程。

烟气脱硝SCR 工艺系统包括氨气制备系统和脱硝反应系统两部分。本工程需新建4 个SCR 反应器（每台炉2 个反应器）及配套的氨管等。根据电厂#5、6 机组总平面规划，SCR 反应器布置在机组送风机支架上方。由于电厂现有#7 机组已建有氨区，其氨贮存及制备系统和设备出力是按照2 ×600MW 机组所需的液氨量进行设计，经核算，#7 机组现有氨区设备出力能满足#5、6 脱硝所需的液氨供应。因此本次脱硝工程不考虑新设氨区设备，只需用管道直接从#7 机组氨区将液氨供至#5、6 锅炉SCR区。脱硝反应系统由触媒反应器、氨喷雾系统、空气供应系统所组成。

2.2 自动化水平

对于本工程烟气脱硝系统，机组部分的SCR 反应区系统采用原有DCS 系统品牌增加处理器和IO 机柜的方式接入原单元机组DCS，机柜布置在机组电子设备间原有备用盘柜位置，运行人员在集控室通过#5、6 机组的DCS 操作员站对脱硝SCR 反应区系统进行启停操作、正常运行的监控及事故处理，不设单独的脱硝控制室和电子设备间。

SCR 反应区系统的控制纳入单元机组DCS，由单元机组DCS 实现SCR 反应区系统的监视和控制。控制系统将具有较高的自动化水平，运行人员在单元控制室以分散控制系统的LCD 和键盘作为SCR 反应区系统的主要监视和控制手段，能实现SCR 反应区系统的启停；正常运行工况下对各工艺系统设备的控制及运行状态的监视，并依据工艺系统的运行参数的变化进行调整和操作；机组或脱硝装置异常工况下的停运和事故处理。

3 相关辅助系统的改造评估

3.1 SCR 脱硝装置对空预器的影响

SCR 脱硝装置对电厂原空预器的不良影响主要体现在以下方面：

1）由于脱硝催化剂的作用，烟气中的SO2向SO3 的转化率增加，烟气酸露点升高，由此加剧空气预热器的酸腐蚀和积灰。

2）SCR 脱硝装置中的逸出氨（NH3）与烟气中的SO3和水蒸气生成硫酸氢铵凝结物：

NH3＋SO3＋H2ONH4HSO4.对于燃煤电厂，在灰的作用下，硫酸氢铵在146℃～207℃（这个区域被称为ABS区域）间凝结成黏性很强的状态，易黏附在空气预热器的换热元件表面上，增加空预器阻力，长期运行会堵塞空预器的通流区。ABS 区域正好处于空气预热器的中温和低温段。吹灰器无法有效吹扫至中温段，尤其是中低温段接合处。

3）增设SCR 后，空气预热器的热端压差要增加约1000Pa 左右，空气预热器的漏风率随之增加。

3.2 空预器改造方案

#5 机组投运初期即存在空预器排烟温度超温现象，所以判断原空预器换热元件面积偏小。根据实测烟风侧阻力数据，与常规空预器烟气侧阻力0.85kPa、一次风侧阻力为0.7kPa、二次风侧阻力为0.5kPa 相比，实测数据均比设计值高，所以判断空预器存在堵灰现象。由于原空预器换热元件面积偏小，加上较长时间没有更换过换热元件，估计部分换热元件存在一定的磨损，同时也存在一定程度的堵灰，造成目前空预器的排烟温度高过原设计温度15℃左右，通过局部改造增加部分换热高度较难保证空预器性能，因此#5 机组采用整体更换空预器方式，实现空预器各项性能值达到甚至优于原设计值，使空预器出口排烟温度降至130℃～135℃，从而保证锅炉效率。

#6 炉空预器换热性能良好。#6 锅炉目前的排烟温度满足原设计值，改造后的空预器只要维持原设计参数即可，综合节约成本，节省工期等因素，最终采用局部改造更换内部换热元件方案。原空预器换热元件高温段高600mm，中温段高1600mm，低温段高300mm，总高度为2500mm。改造后的空预器取消中温段，低温段高度按900mm（采用搪瓷元件），高温段高度为1550mm，辅以采用高效防堵换热元件。

3.3 引风机改造方案

经脱硝改造后，烟气系统阻力将增加，因此需对引风机出力进行核算。

＃5 机组脱硫系统设置有一台增压风机，引风机与增压风机共同克服整个烟气系统的阻力。经比较，综合投资和改动工作量等因素，#5 机组的引风机及增压风机均不进行改动,由增压风机和引风机共同承担增设SCR 后烟气系统增加的阻力。

＃6 机组脱硫系统已经取消增压风机，由引风机克服整个烟气系统（含脱硫系统）的阻力。增设SCR 后，＃6机组BMCR 工况下的运行参数已接近原引风机TB 点，当考虑温度裕量时已超过TB 点。压头也已接近原引风机TB点压头。从目前风机运行情况看，机组在THA 工况时引风机已接近TB 点，因增设SCR 后的阻力只能由引风机克服，原有的引风机及配套电动机已经不能满足要求，所以必须进行配套改造。

4 脱硝装置对机组的影响评估

加装脱硝装置，需要对锅炉钢架、省煤器和空预器之间的烟道、空预器、引风机以及相关的烟风管道进行必要的改造，需要增加钢架以支撑整套脱硝装置。在改造上述某些设备时，需要停炉，因此给电厂带来了一定的经济损失。以1X600MW 的机组为例，停炉一个月造成电厂经济损失约1000 万～2000 万元。因此，在技术可行的前提下，尽量减少停炉时间。

5 结语

脱硝改造工程的实施，大幅度降低了NOx 排放量，而且不会产生二次污染物，很好的贯彻响应了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的严格要求。

[1]孟庆庆,李庆.基于国家新颁布污染物排放标准的烟气脱硝改造技术路线.华北电力技术,2013.No.1.

[2]雷会斌.燃煤机组采用SCR 脱硝技术对锅炉空预器的影响.能源研究与利用,2012年第6 期.

[3]贾海娟.SCR 烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用.电力科技与环保,2012年12月第28 卷第6 期.

[4]沈又幸,解永刚.大型燃煤机组进行SCR 烟气脱硝改造的技术探讨.电站系统工程,2010年3月第26 卷第2 期.