小型煤粉锅炉降NOx方案选择需谨慎

赵永黎，王永春，朱焱松

（中国石油克拉玛依石化分公司热电厂，新疆 克拉玛依 834003）

一、国内低氮燃烧(LNB)、脱硝(SCRSNCR)技术应用

1.锅炉低氮燃烧技术。

锅炉低氮燃烧技术分为两部分，一是对燃烧器进行煤粉浓淡分离改造，二是对配风进行空气分级。燃烧器区域形成水平或垂直的浓淡分离和沿烟气方向的还原区、过渡区和燃尽区。国外如美国燃料公司、ALSTOM公司、三菱重工，国内采用引进工艺包或授权设计的方式运作。国内自主开发的主要有哈尔滨工业大学的百叶窗+SOFA(深度空气分级技术)、烟台龙源的百叶窗+贴壁风+SOFA以及浙江大学的可调挡块+SOFA等技术。

2.脱硝技术。

(1)选择性催化还原(SCR)：绝大多数都是引进国外技术。主要包括德国FBE公司、奥地利strebag公司、瑞士FlowTech、丹麦Force、意大利TKC公司等。采用尿素(热解)、液氨作为还原剂。

(2)选择性非催化还原(SNCR)：主要有美国GE、美国燃料公司，国内技术较少。均采用尿素(溶液)、氨水或氨气作为还原剂。

(3)催化剂：2009年后我国引进相关技术和设备，目前国内外的性能相当，约便宜10%~20%。国外主要有CCIC日本日辉触媒化成株式会社、美国Cormetech、托普索(波纹板式)、雅吉龙(板式)等。国内催化剂厂包括重庆远达、江苏龙源、东方锅炉等，全部生产蜂窝式催化剂。催化剂是脱硝技术的关键，需根据锅炉燃烧的煤种和燃烧实际情况选择，并通过试验，最终选择合适的催化剂规格。催化剂投资较高，占SCR系统总投资的30%~40%。

二、低氮燃烧器改造对锅炉的影响

1.低氮燃烧与热效率是一对矛盾，要保证煤粉在炉膛内的延迟燃烧，改造后灰渣和飞灰含碳量会上升，热效率一般下降0.3%~0.8%。

2.如果燃烧器中心标高不变，由于火焰燃烧中心上移，改造后主蒸汽温度一般会升高。因增加了高位燃尽风，在总风量不变的情况下，二次风量减小，导致煤粉缺氧燃烧；同时二次风速有所降低，上二次风的压粉作用减弱(各二次风全部来自高温空预器)，使得炉内煤粉燃烧过程拉长，相应炉膛出口烟温升高。这虽然有利于锅炉在低负荷下维持较高主汽温度，但也容易引起过热器超温、结焦和积灰。

3.低氮燃烧器如果选型不当，阻力较大，容易发生堵管或一次风倒窜入粉仓等安全隐患。一次风口标高如果改变，将涉及煤粉管道和锅炉水冷壁管的改造，施工较复杂。

4.锅炉尺寸越小，燃烧分级的距离越难掌控，改造越困难。特别是蒸发量＜220t/h的锅炉，低氮燃烧器改造难度较大。

三、SNCR、SCR改造对锅炉及附属设备的影响

1.SNCR。控制喷入的位置、混合效果和喷入量，尽量减少氨的逃逸是关键。脱硝效率一般在30%以下，适合在小型锅炉使用。氨或尿素喷过量会导致尾部受热面腐蚀和堵塞，过少又达不到脱硝效果。

2.SCR。脱硝效果好，最高可达95%，运行稳定。但催化剂价格较贵，且属于重金属，失效催化剂处置也需一定费用。烟气在通过SCR催化剂时，将强化SO2→SO3的转化，形成更多的SO3。由于NH3的逃逸，在空气预热器处与SO3形成硫酸氢氨，与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件的金属表面上，形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等。根据烟气中灰分和排烟温度不同，硫酸氢铵在空预器后面尾部烟道也可能处于液态，这可能对电除尘或布袋以及烟道、风机带来严重的腐蚀和堵塞。

四、烟气降NOX方案的选定

1.现状分析。

(1)热电厂有4台蒸发量为130t/h、额定蒸汽压力3.82MPa、温度450℃的中储式煤粉锅炉。1#、2#炉1994年建成，3#炉2001年建成，4#炉2009年建成。按最新火电厂污染物排放标准 (以 NO2计 )： 1#、 2#、 3#炉 执 行 200mg/m3， 4#炉 执 行100mg/m3。

(2)热电厂使用的烟煤来自十几个煤矿，矿源和煤质变化较大，煤的含氮量差异也较大。同样的运行工况，锅炉氮氧化物排放可出现不同数值。目前氮氧化物排放在650~1 000mg/m3，平均800mg/m3。

(3)利用锅炉燃烧调整降NOX结果。在多次调整试验过程中，氮氧化合物的最优值略低于或接近650mg/m3。由于属于非设计工况，试验期间炉底掉火星、炉渣含碳高、火嘴挂焦，同时存在一次风管堵塞、燃烧不稳或锅炉灭火等风险。在多种调整手段无效的情况下，只能进行更新改造。

2.预期目标。锅炉效率降低不超过0.5%，锅炉出力不降低，燃烧良好，减温水正常投用。低氮燃烧器效率不低于40%，烟气脱硝效率1#、2#、3#炉不低于65%，4#炉不低于85%， NOx排 放 浓 度 1#、 2#、 3#炉 低 于200mg/m3，4#炉低于100mg/m3。氨逃逸率小于3ppm,SO2向SO3转化率不大于1%，SCR单层阻力不大于400Pa。

3.方案的选择。

(1)烟煤的NOX生成与空气和燃料的混合密切相关，且目前应用基挥发份在40%以上，适用LNB技术。改造不改变炉本体结构，只需一次性投资，并为后续SCR技术节约一半以上运行费用。据调查，几乎所有老电厂第一步就是低氮燃烧器改造。经现场核实和技术分析，4台锅炉燃烧器距折焰角中心距离满足实现燃料分级和空气分级的空间要求。通过改造可解决目前几台炉主汽温度低的问题，并将4台锅炉烟气NOX降低在400mg/m3以内。

(2)后续SNCR和SCR的选择。

SNCR工程造价中等，可根据低氮燃烧器使用效果和地方环保要求，灵活投停。采用时应注意以下问题。

①由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOX浓度的不规则性，要及时选择调整合适的喷射点。在相同脱硝率下，NH3耗量要高于SCR工艺，使NH3的逃逸量增加。

②SNCR还原剂一般采用氨水或尿素，使用氨气的较少。由于氨气压力较低，容易受炉膛内烟气流的扰动，浓度衰减快，不能足量到达燃烧中心，脱硝效果差。采用尿素效果最好。由于氨水在炉内挥发较快，效果次之。

③石化公司自产液氨，SNCR系统要增加一套液氨稀释配比设备，系统的不安全性增强。尿素与氨水在高温下具有强腐蚀性，当枪头内漏、角度不对或射程过远，接触到水冷壁或过热器管束，可发生腐蚀穿孔事故。

综合考虑，对于1#、2#、3#炉，由于烟道阻力较大，现有引风机二次改造的压头提升有限，尾部烟道合适的催化还原反应温度区有一定空间，且环保指标较低，采用LNB+SNCR+SCR技术，尾部增加一层SCR催化剂层，既可将SNCR逃逸的氨收回，又可将NOX控制在200mg/m3以内。只要严格控制氨逃逸量，硫酸氢氨生成量会很少，不会堵塞空预器。对于4#炉，由于尾部烟道空间太小，并且要求的环保指标较高，高温空预器和高温省煤器要移位，并且仅安装一层催化剂可能达不到环保要求，因此计划先进行低氮燃烧改造，然后根据技术发展和实际应用情况，再进行LNB+SCR(催化剂2+1布置)或脱硫脱硝一体化改造。

(3)催化剂的选择。省煤器出口烟气含灰量15~25g/m3，蜂窝式催化剂完全满足要求。目前国内有多家生产蜂窝催化剂厂，性能和国外的没有明显差异，选择国内催化剂较合理。

(4)附属设备的改造。安装烟气脱硝和脱硫装置后，烟道系统将增加1kPa的阻力，超过现役引风机的最大出力，无法满足风压要求，需要更换。

五、结语

小型锅炉的烟气降NOX改造存在原设计空间小、设备裕量小、改造难度大、投入大的问题。应密切关注国家环保政策和发展形势，因地制宜，因煤制宜，综合考虑环保和经济效益，采用不同的低氮、脱硝组合方式。

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