热电厂的脱硝改造

李廉明

（浙江物产环保能源股份有限公司，浙江 杭州 310003）

目前，燃煤锅炉脱硝技术可分为两大类：一类称为炉内脱氮，其控制技术主要包括控制燃烧温度、降低空气预热温度、降低过量空气系数、空气分级燃烧、燃料分级燃烧等，这类脱硝技术的脱硝效率较低；另一类脱硝技术称为尾部脱氮，主要包括选择性催化还原法(SCR)和选择性非催化还原法(SNCR)等技术，这类脱硝技术脱硝效率高。在目前环境背景下，只有采用SCR+SNCR深度脱硝技术，才能够做到排放达标，为此，嘉兴新嘉爱斯热电有限公司采用了SCR+SNCR脱硝技术对现有燃煤机组进行了脱硝改造。

一、烟气脱硝系统改造

嘉兴新嘉爱斯热电有限公司现有3台220t/h燃煤循环流化床锅炉，为达到环保排放标准，公司先后对3台锅炉进行了脱硝改造，以公司3#锅炉为例，脱硝技术为SNCR＋SCR联合脱硝，脱硝系统氨区公用箱罐为厂区内新建的氨区设备，反应区按1台炉脱硝系统运行进行配置。

本脱硝系统SNCR部分包括氨水系统、除盐水系统、计量分配系统和喷射系统。氨水和除盐水先经过计量分配系统后被喷射进炉内。该部分采用20%氨水溶液作为还原剂，还原剂喷射系统使用双流体雾化喷嘴，布置在旋风分离器入口烟道上，区域温度范围为850～950℃，高温烟气在分离器内有较长的停留时间，而且还原剂与烟气在强旋流作用下混合良好，烟气在此区域经过一次脱硝。

图1 脱硝系统布置示意图

对于SCR系统来说，选择何种催化剂直接关系到脱硝效率的高低和运行的稳定性。目前，SCR系统常用的催化剂有板式催化剂和蜂窝式催化剂两种。板式催化剂布置间隙大，压降小，不易堵灰；蜂窝式催化剂布置紧凑，系统阻力大，容易造成飞灰堵塞、催化剂本体磨损等问题，但是其比表面积大、脱硝效率高。SCR的安装位置一般在省煤器附近，该区域飞灰浓度高，无论采取哪种型式的催化剂，飞灰堵塞问题都不能完全避免。为此，通常在催化剂上布置吹灰器，吹灰器分为声波式、压缩空气式、蒸汽式3种。如果采用蜂窝式催化剂，还可以通过增加单元格长度的方式来避免飞灰堵塞，但是这需要权衡积灰程度与比表面积的关系。

本次改造中SCR部分使用蜂窝式催化剂。为避免飞灰堵塞，在催化剂上布置了声波吹灰器，并且在催化剂表面布置一层催化剂防磨层以延长使用寿命。催化剂层布置在炉膛尾部烟道内的原中温省煤器位置，拆除原有中温省煤器，为保证换热面积，将原有光管式高温省煤器和低温省煤器改为H型省煤器。该区域温度可达320～360℃，烟气在此经过二次脱硝，整个脱硝系统流程如图1所示。脱硝系统采用DCS控制，且并入脱硫DCS控制系统；系统出口设置烟气在线自动监测系统，对烟气脱硝后的NOx含量进行连续监测，同时对系统的氨逃逸量进行检测。

新嘉爱斯热电有限公司3#炉入炉煤的工业元素分析和发热量如表1所示。

据设计原则，脱硝后NOx浓度不大于80mg/m3（干态，6%氧气），必要时，氮氧化物排放值可在各个负荷下稳定在50mg/m3以下，系统氨逃逸≤2.5mg/m3。脱硝系统按照锅炉额定蒸发量220t/h设计，脱硝系统试运过程中锅炉实际蒸发量约为240t/h（平均值），实际NOx排放浓度 200～450mg/m3。

表1 煤的工业分析、元素分析和发热量

经过精心调试，各个泵均能提供稳定的压力及介质流量，流量自动控制准确；氨水及除盐水耗量均小于设计值，喷枪雾化效果良好；各负荷下，催化剂性能良好，压差及氨逃逸均优于要求值。在各相关锅炉工况下，整套SNCR+SCR联合脱硝系统正常，各项性能及指标均能满足设计要求。本次试运脱硝系统在锅炉超负荷工况下，系统脱硝后NOx平均排放浓度约为50～80mg/m3，氨逃逸小于1.0mg/m3，脱硝效率可以达到80%以上，均符合国家及行业标准、规范和系统最初设计要求（表2），且整体正常稳定运行满168h。

表2 实际运行参数

二、改造中的问题

首先，整个烟气脱硝系统占地面积大，设备投资和运行成本高。SCR系统运行成本的高低更多取决于催化剂的使用寿命。影响催化剂寿命的因素，一是催化剂载体机械强度，二是催化剂中毒失效，这些问题的妥善处置也是必须要考虑的。

其次，改造费用高，主要是更换了H型省煤器，一次投资成本高。另外，H型省煤器还增加了系统阻力，从而增加了引风机电耗和厂用电率。

最后，锅炉内氨水的喷入量需要严格控制，以避免氨逃逸量增加带来的问题。