CFB锅炉SNCR脱硝工艺系统及其常见问题分析

武世福，苏铁熊，张培华，赵耀芳

(1.中北大学机械与动力工程学院，太原030051;2.中北大学朔州校区，山西朔州036000;3.山西平朔煤矸石发电有限责任公司，山西 朔州066003)

目前，电厂锅炉烟气脱硝主要采用选择性非催化还原反应技术，其技术的关键点就是如何合理使用尿素、氨水或液氨3种还原剂量，保证脱硝效率达到最大，允许氨逃逸的量最小。因此，电厂有必要对其使用量进行统计计算，确定机组年运行还原剂消耗量，使用哪种还原剂更经济，以降低企业成本。另外，氨逃逸量是评价系统性能的主要指标之一，生成物NH4HSO4对回转式空气预热器的负面影响越来越受到人们的普遍关注［2］，基于此，本文对山西某电厂300 MW循环流化床(CFB)锅炉使用3种不同还原剂的SNCR脱硝技术进行了经济性分析，从评价系统性能的主要指标出发，分析了烟气酸露点及逃逸氨生成的NH4HSO4对空气预热器的腐蚀程度，计算出最佳排烟温度，并提出了SNCR脱硝系统中空气预热器改造中应注意的问题，通过烟气中NOx浓度来选择合适的还原剂用量，保证氨逃逸量达到最小。

1 SNCR脱硝还原剂经济性分析

目前CFB锅炉SNCR脱硝系统采用还原剂为尿素、液氨以及氨水，这些还原剂在750～1100℃反应下能够取得较好的脱硝效果。

1.1 尿素SNCR脱硝反应原理

尿素为还原剂时，存在对CO与NH3的排放控制问题。以尿素作为CFB锅炉SNCR脱硝还原剂时，主要反应方程式如下:

1.2 液氨、氨水SNCR脱硝反应原理

以液氨或氨水作为CFB锅炉SNCR脱硝还原剂时，此反应过程没有副产物生成，而且整个脱硝系统装置简单，比较适合处理大量的烟气，得到广泛应用，其主要反应方程式如下:

1.3 还原剂费用比较

按照某化工厂原料的价格，山西某电厂1台300 MW CFB锅炉年利用小时数按5000 h计算，脱除烟气中NOx的含量为200 mg/Nm3，为保证SNCR系统较高脱硝效率及氨逃逸率不超过5×10－6或更低，计算时，氨氮摩尔比控制在2.0左右，不应超过2.5，则SNCR脱硝系统选用氨水、液氨以及尿素不同还原剂的费用如表1所示。

表1 还原剂费用统计表Tab.1 Statistics of reducing agent cost

由表1计算结果可知，1台300 MW CFB锅炉采用SNCR脱硝技术进行尾部脱硝，选用20%浓度氨水时，全年还原剂成本费用可达到729万元，选用液氨作为还原剂的成本最低，约为272万元，与选用尿素作为还原剂相比，全年可节省约57万元。

由于采用尿素作为还原剂时，系统首先需要对尿素进行溶解、加热，系统复杂，初期投资费用很高，运行费用也相当高［2］。液氨是三者里面危险性最高的还原剂，必须执行严格的安全和防火措施，投资高于氨水系统。氨水系统流程简单，工程造价低，维护费用低。因此，从经济、技术、安全角度考虑，氨水系统为SNCR系统的首选。

目前国内已建或在建的CFB锅炉的SNCR脱硝项目，由于受安全性与釆购条件限制，大部分系统还原剂采用尿素。

2 CFB锅炉NOx排放的主要影响因素

2.1 燃料和床温的影响

燃料本身及锅炉运行床温是NOx生成的重要因素。燃料在锅炉中随挥发分析出的有机氮燃烧，然后是焦炭中的有机氮燃烧，生成NOx，同时随着锅炉运行床温的不断升高，NOx的生成量也会随之增大。另外，煤中收到基O/N比值、S/N比值同样会影响到NOx的排放，S和N被氧化的过程中存在一定的竞争关系，烟气中SO2和NOx的排放总是存在一个此升彼降的发展趋势。

2.2 过量空气系数的影响

过量空气系数的变化同样会影响NOx的生成。当一次、二次送风不采用分级燃烧时，降低过量空气系数，一定程度上可限制反应区内氧浓度，对热力型NOx和燃料型NOx的生成都有一定控制作用。当采用分级燃烧时，可有效降低NOx的排放量。

2.3 锅炉负荷的影响

增大锅炉负荷率，锅炉给煤量会增加，炉膛内烟温会随之增高，生成的NOx也会随之增多。

2.4 石灰石进料量的影响

在CFB锅炉中，石灰石的加入对降低SO2排放起到重要作用。但数据［1］也表明，加入的石灰石会影响到烟气中NOx的排放浓度，因为CaO会促进NH3生成，NH3氧化为NO。同时，CaO也会对喷氨脱硝反应显示出一定的催化活性，能够正向促进喷氨脱硝反应进行。

3 SNCR工艺系统对空气预热器的影响

3.1 四分仓回转式空气预热器

山西某电厂采用上海锅炉厂制造的型号为1－32VI(Q)－2080SMRC容克式四分仓空气预热器。

空气预热器转子主要由36个扇形格仓(每个10°)和转子中心筒组成，蓄热元件是由波形薄钢板组成，高温端、中温端、低温端蓄热元件高度分别为1000 mm、705 mm、305 mm。

空气预热器在冷端烟气出口管道上装有1台微爆式脉冲吹灰器，水冲洗装置两根清洗管布置在空预器的烟气入口和出口管道上，用于正常清洗。

空气预热器是利用锅炉尾部烟气热量加热燃烧用空气的换热装置。300 MW工况下空气预热器的运行参数如表2所示。

表2 300 MW工况下空预器运行参数Tab.2 Operation parameters of air preheater under 300 MW condition

3.2 烟气中酸露点计算

山西某电厂CFB锅炉燃烧煤矸石与洗中煤，设计煤质元素分析与工业分析特征数据如表3所示。

中国目前很多锅炉厂主要应用的仍是前苏联“锅炉热力计算标准法”中提出的酸露点计算经验公式。由于计算值与实测值存在偏差，后来提出的修正计算公式，对工程实践具有一定的引导作用［3］:

式中:K为烟气中SO2排放系数;ts1为烟气中水露点温度;αfh表示飞灰占燃料灰分的份额，本厂灰渣比6:4，取 αfh=0.6，当炉膛出口过量空气系数 α=1.2～1.25，β取值121，当 α=1.4～1.5时，β取值129，本厂运行中过量空气系数控制在1.23左右，β取值 121;Aar，zs、Sar，zs分别为收到基折算灰分与折算硫分。

计算出该锅炉厂烟气中水蒸气体积分数为8.6%，结合烟气中水露点计算公式:

烟气中SO2排放系数K采用如下计算公式:

对烟气实测酸露点有影响的因素有:过量空气系数、飞灰系数、烟气中SO3份额及水蒸汽份额，则锅炉烟气酸露点计算如表4所示。

决定烟气酸露点高低最重要的因素为烟气中SO2转化为SO3的份额，以及烟气中水蒸气的份额。为防止空预器冷端腐蚀，空预器出口烟温一般高于理论计算烟气酸露点的15～20℃。

3.3 氨逃逸对空预器影响

在空预器蓄热元件的温端与冷端，氨逃逸会与烟气中硫氧化物及水蒸汽反应生成NH4HSO4(简称ABS)，为一种黏稠状物质，可导致空预器蓄热元件腐蚀，具有一定的吸湿性，会吸附烟气中的水分和飞灰，长时间会使空预器堵灰严重，使烟风阻力增大。

文献［4］中用Radian值来表征空预器ABS形成速率，其与烟气中SO3和NH3的含量、煤质及排烟温度有关。

硫酸氢铵的熔点为147℃，是一种腐蚀性极强的强电解质物质。文献［5］中采用Clausius－Clapeyron方程来分析氨逃逸浓度与硫酸氢铵露点之间的关系:

式中:PH2SO4为硫酸蒸汽分压力，kPa;PNH3为逃逸氨蒸汽分压力，kPa;T为测得的硫酸氢铵露点温度，K;R 取8.314 J/mol·K。

方程式(4)表明:NH4HSO4露点温度随逃逸氨浓度的增加而上升，也会随烟气中硫酸蒸汽浓度的增加而上升。

3.4 脱硝空预器改造中应注意的问题

1)蓄热元件的高换热性和低阻力性是回转式空预器改造的目标，但二者又是矛盾的，通常阻力小的波形，换热效率低，换热效率高的，阻力大，选择好的换热元件非常重要。

由于搪瓷换热元件在传热、防腐性能上优于合金钢，价格便宜，因此改造中一般将冷端更换为搪瓷镀层蓄热元件。搪瓷镀层蓄热元件还可以降低NH4HSO4在空预器蓄热元件上的形成速率。

2)许多电厂试图通过空预器改造来解决排烟温度过高的问题，提高锅炉效率。但是，单纯将冷端蓄热元件换成搪瓷材质，并且增加高度，并不能保证排烟温度一定降低。改造后，降低了排烟温度，但冷端综合温度过低会导致冷端堵灰，中温端底部也会落入酸露点范围内，造成腐蚀和堵灰。因此，实时监测金属蓄热元件的温度很关键。

表3 锅炉设计煤质元素分析与工业分析Tab.3 Element analysis and industry analysis of design coal quality for CFB boiler

表4 锅炉烟气酸露点计算Tab.4 Boiler flue gas acid dew point calculation

3)在锅炉脱硝改造过程的同时，通常会进行低氮燃烧器改造［6］。而回转式空预器的着火事故多数发生在启炉或者停炉过程中，由于缺乏运行数据经验，运行人员对空预器二次燃烧难以进行正确判断和快速处理，极易发生事故。

4 结论

1)山西某电厂CFB锅炉SNCR系统中应用氨水、液氨、尿素作还原剂的年费用分别为729万元、272万元和329万元，所以应选择氨水为SNCR系统还原剂。

2)该电厂CFB锅炉烟气酸露点理论计算为90.6℃，为确保锅炉安全运行，应保证排烟温度不低于110.6℃，而实际运行中排烟温度在140℃左右，增加了排烟热损失，使锅炉热效率降低，一般排烟温度每增加15～20℃，会使排烟热损失增加1%，可适当增加尾部受热面来利用热量。

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