1060T/H CFB锅炉SNCR+SCR联合脱硝工艺设计

杨玉环，侯致福,2

(1.山西平朔煤矸石发电有限责任公司，山西朔州036800；2.华北电力大学 能源动力与机械工程学院，北京102206)

1060T/H CFB锅炉SNCR+SCR联合脱硝工艺设计

杨玉环1，侯致福1,2

(1.山西平朔煤矸石发电有限责任公司，山西朔州036800；2.华北电力大学 能源动力与机械工程学院，北京102206)

针对某1060T/H CFB锅炉NOX排放浓度长期稳定满足不高于50 mg/Nm3的超低排放要求，设计了一套处理烟气量为115万Nm3/h、初始NOX含量为190 mg/Nm3，NOX排放浓度≤50 mg/Nm3的SNCR+SCR联合烟气脱硝系统。通过对比SNCR，SCR和SNCR/SCR 3种烟气脱硝技术的优缺点，得出适用于CFB锅炉NOX超低排放既经济又环保的脱硝技术为SNCR/SCR联合脱硝技术。对1060T/H CFB锅炉SNCR/SCR联合脱硝工艺的主要设计参数、工艺流程及主要组成部分进行了设计与阐述，此工艺可为国内同类型CFB锅炉脱硝超低排放工程的改造、设计提供借鉴和参考。

烟气脱硝；CFB锅炉；联合法SNCR+SCR；工艺设计

0 引言

随着环保要求日益严格化，燃煤电厂烟气中SO2，NOX，烟尘等污染物排放控制备受社会关注。我国于2011年颁布了GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》，其中明确规定了SO2，NOX，烟尘的排放限值[1-3]。2014年，发改能源[2014]2093号中对火电节能减排提出了更严格、明确的强制要求：东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(即：基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10 mg/m3，35 mg/m3，50 mg/m3)。为积极响应国家政策，各燃煤发电机组均要对污染物控制系统进行优化升级改造，确保污染物排放浓度长期稳定超低达标排放。

循环流化床机组本身燃烧温度低，分级、分段燃烧等特点，使其产生的氮氧化物较少，一般采用SNCR脱硝技术即可使NOX的排放浓度满足GB13223-2011对其规定排放要求，但并不能满足最新NOX的超低排放要求(不高于50 mg/m3)[2,3]。因此，针对CFB锅炉本身特点，研究设计一种充分利用CFB锅炉本身优势，系统投资、运行、维护费用低，同时可长期稳定确保烟气中氮氧化物排放浓度满足超低排放要求的脱硝工艺具有重要意义。文中设计了一种适用于1060T/H CFB锅炉的SNCR+SCR联合脱硝工艺，可为国内同类型CFB锅炉脱硝超低排放工程的改造、设计提供借鉴及指导作用。

1 烟气NOX主要脱除技术

烟气中NOX脱除技术均是通过在合适的温度区域向烟气中喷入还原剂，还原剂与烟气中NOX发生化学反应，使NOX转换为无害的氮气和水[4-6]。

目前应用在燃煤电站锅炉上成熟的烟气NOX脱除技术主要包括SNCR，SCR和SNCR+SCR联合烟气脱硝技术。

1.1 SNCR烟气脱硝技术

选择性非催化还原技术(SNCR)是将尿素、NH3等还原剂喷至炉膛上部或分离器入口温度为850～1 100 ℃的区域，还原剂迅速热分解成NH3并与烟气中NOX进行选择性反应，生成无害的N2和H2O。

在无催化剂、温度为850～1 100 ℃条件下，尿素、NH3等氨基还原剂可选择性地还原烟气中NOx，基本上不与烟气中的O2作用。主要反应机理见化学反应方程(1)，若温度过高，NH3则被氧化成NO，见化学反应方程(2)[5-7]。

4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O

(1)

4NH3+5O2→4NO+6H2O

(2)

还原剂参加脱硝反应的温度窗口至关重要。NH3反应的最佳温度窗口为850～1 100 ℃，当反应温度过高，NH3会被氧化成NO，增加烟气中NOX；反应温度过低，氨逃逸增加，会使NOX还原率降低[6,7]。因此，SNCR法脱硝需注意氨逃逸对后续空预器设备、系统的影响。

SNCR脱硝效率低，大机组上为25%～50%，小机组上可达70%～80%；无需添加催化剂，反应过程无SO3的转化；对改造场地条件要求低，适用于改造条件有限、入口NOX含量低的脱硝工程使用。

1.2 SCR烟气脱硝技术

SCR脱硝技术与SNCR脱硝技术的化学反应原理相同，都是在烟气中加入还原剂，在一定温度下，还原剂与烟气中NOX反应，生成无害的氮气和水。

SCR脱硝是在有催化剂(铁、钒、铬、钴或钼等碱金属)的条件下，将还原剂NH3或尿素喷至温度为300～400 ℃区域的烟道内使之与烟气中NOX参加反应。主要反应式如下式[7]：

4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O

(3)

4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O

(4)

SCR脱硝必须有催化剂反应模块，若想保证催化剂具有较好的催化性能，必须具有300～400 ℃较佳的反应温度窗口。根据锅炉本身设计差异，催化剂反应模块一般布置于省煤器与空预器间、一级省煤器和二级省煤器间或省煤器特定盘管间等具有较佳温度窗口的区域。SCR脱硝效率为60%～90%；催化剂会增加SO3的转化，硫酸氢铵的生成会造成空预器的堵塞、腐蚀等[6-8]。

在SCR脱硝系统设计中，影响其运行的主要参数有：烟气温度、烟气流速、烟道尺寸、烟气微粒含量、逃逸氨浓度、SO2氧化率、催化剂活性等。同时还需考虑CFB锅炉炉内脱硫飞灰中CaO对催化剂催化性能的影响。

1.3 SNCR+SCR联合烟气脱硝技术

SNCR+SCR联合脱硝技术是结合SNCR脱硝的低成本、占地小和SCR脱硝高脱硝效率的联合脱硝技术，多用于改造工程中场地狭小的情况[7,8]。

SNCR+SCR联合脱硝技术首先是利用前段的SNCR脱硝系统对烟气中的NOX进行脱除，其次是利用后段的SCR脱硝系统对NOX进行深度脱除，对于后段的SCR脱硝技术，一方面可进一步利用前段逃逸的还原剂氨进行反应，再考虑超低排放的严格要求，结合实际情况增加SCR补喷氨系统，确保烟气中NOX长期稳定超低排放。联合脱硝系统所需催化剂较少，对设备系统的影响、产生的阻力、投资等均介于SNCR与SCR间。

通过对比以上几种脱硝技术，对环保标准要求不是很严格的地区、机组，针对CFB锅炉可选用SNCR脱硝技术，煤粉锅炉选用SCR脱硝技术；对于要求污染物超低排放的区域、机组，需选用SNCR+SCR联合脱硝技术，一方面系统投资小、运行维护费用低，同时还可长期稳定确保污染物超低达标排放。

2 设计依据及主要设计参数

2.1 设计依据

本SNCR+SCR联合脱硝系统主要是为长期稳定确保300 MW CFB锅炉尾部烟囱排放的NOX达到超低排放的限值要求(不高于50 mg/Nm3)而设计的。锅炉燃料为采掘矸(含风氧化煤)以及洗煤厂生产出的煤泥和煤矸石，燃料在CFB锅炉炉内燃烧过程中产生烟气的具体情况如表1所示。

表1 SNCR+SCR联合脱硝烟气参数

2.2 设计目标

本SNCR+SCR联合脱硝系统设计目标主要如下[9,10]：

(1)整套联合脱硝系统的可用率不低于98%，整套系统的主体使用寿命大于30年；

(2)联合脱硝系统稳定运行过程中整体脱硝效率不小于75%；

(3)联合脱硝系统稳定运行过程中烟囱出口NOX排放浓度不高于50 mg/Nm3；

(4)联合脱硝系统稳定运行过程中的氨逃逸不大于3 ppm。

2.3 主要设计参数

SNCR+SCR联合脱硝系统的主要设计参数如表2所示。

表2 SNCR+SCR联合脱硝系统

注：NOX均以NO2计。

3 SNCR+SCR联合脱硝工艺流程及组成

3.1 SNCR+SCR联合脱硝工艺流程

SNCR+SCR联合脱硝系统的工艺流程简图如图1所示。

图1 SNCR+SCR联合脱硝工艺流程图

3.2 SNCR+SCR联合脱硝系统主要组成部分

SNCR+SCR联合脱硝系统主要由喷射装置设置于旋风分离器入口烟道处的SNCR脱硝系统和设置于尾部烟道内催化剂上部的SCR脱硝系统组成。主要包括：氨水储存系统、氨水输送系统、氨水稀释计量系统、氨水喷射辅助雾化系统、喷枪保护风系统、氨水分散喷射系统及辅助系统。

(1)氨水储存系统

氨水作为脱硝用还原剂，外购后通过汽车运至还原剂储存区域。氨水储罐体积为100 m3，为厂内各机组脱硝还原剂公用设备，罐顶部设有呼吸阀，用于调整氨水储罐内压力变化。

(2)氨水输送系统

还原剂氨水经脱硝泵由氨水储罐输送至氨水分散喷射系统，并通过双流体喷枪喷至旋风分离器入口烟道和尾部烟道催化剂上部的脱硝反应区参加脱硝反应。

(3)氨水稀释系统

除盐水经除盐水泵输送，与氨水输送泵输送的还原剂氨水混合后一并喷入氨水分散喷射系统至脱硝反应区还原烟气中NOX。除盐水作用：一方面根据现场NOX调解需要稀释还原剂氨水的浓度，另一方面调整还原剂氨水进入分散喷射系统的压力和流量，确保雾化效果。

(4)氨水喷射辅助雾化系统

系统设有压缩空气辅助雾化系统，压缩空气引自厂区压缩空气母管，并新增压缩空气罐。压缩空气引至氨水分散喷射系统中双流体喷枪连接口，对还原剂氨水起辅助雾化作用，以确保还原剂喷射雾化效果，提高还原剂与烟气混合的均匀性。

(5)喷枪保护风系统

喷枪保护用风引自厂区流化风母管，流化风母管来流化风引至氨水分散喷射系统中双流体喷枪连接口，以确保双流体喷枪安全、稳定和高效运行。

(6)氨水分散喷射系统

氨水分散喷射系统由布置于旋风分离器入口烟道处的氨水喷射装置和布置于尾部烟道内催化剂上部的氨水喷射装置组成。单台机组共4个旋风分离器，每个旋风分离器入口烟道处布置5支双流体喷枪，每台机组尾部烟道内催化剂上部合适温度区域的前后墙或左右墙各布置5支双流体喷枪，单台机组布置还原剂氨水喷射装置30套。

(7)辅助系统

因工艺需要设置的控制、电气以及其他公用设施。控制系统采用DCS控制系统集中控制，无需单独安排人员进行监视和控制，只在DCS集中监控系统操作员站对工艺系统的被控对象和系统指标自动监测及控制。

4 结论

(1)1060 T/H CFB锅炉采用SNCR+SCR联合烟气脱硝系统来确保NOX排放浓度满足超低排放要求，可为国内同类型CFB锅炉脱硝超低排放工程的改造、设计提供借鉴和指导作用。

(2)联合烟气脱硝系统主要设计参数为：最大处理烟气量115万Nm3/h、初始NOX含量190 mg/Nm3，可用率≥98%，脱硝效率≥75%，NOX排放浓度≤50 mg/Nm3，最大还原剂(25%氨水)耗量1 170 kg/h。

(3)联合烟气脱硝系统由喷射装置分别布置于旋风分离器入口烟道处的SNCR脱硝系统和尾部烟道内催化剂上部的SCR脱硝系统组成。主要包括：氨水储存系统、氨水输送系统、氨水稀释计量系统、氨水喷射辅助雾化系统、喷枪保护风系统、氨水分散喷射系统及辅助系统。

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[10] HJ 562-2010, 火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性催化还原法 [S].

Process Design of Combined SNCR and SCR Denitrification Technology about 1060T/H CFB Boiler

YANG Yuhuan1, HOU Zhifu1,2

(1. Shanxi Pingshuo Gangue-fired Power Generation Co., Ltd., Shuozhou 036800, China;2.School of Energy and Power Engineering, North China Electric Power University, Beijing 102206, China)

A set of flue gas treatment system combining SNCR and SCR denitrification technology is designed in this paper, aiming at the existing problem that the long-term NOXemission concentration of a certain 1060 T/H CFB boiler was stable and met the ultra-low emission standard of no more than 50 mg/Nm3, which handles 1.15 million Nm3/h flue gas, initial NOXcontent is 190 mg/Nm3, and NOXemission concentration less than 50 mg/Nm3. The combined SNCR and SCR denitrification technology is suitable for CFB boiler whose NOXemissions standard is ultra-low and can be economical and environmental by comparison of the advantages and disadvantages among three kinds of flue gas denitration technologies, SNCR, SCR and SNCR/SCR. The main parameters of the process design, process flow diagram and the main components of SNCR and SCR denitrification technology for 1060 T/H CFB boiler are addressed, which can provide reference for other similar tower rebuilding and designing of ultra-low emissions of domestic CFB boiler denitration.

flue gas denitrification; CFB boiler; combined SNCR+SCR; process design

2015-12-11。

杨玉环(1983-)，女，工程师，主要从事循环流化床锅炉清洁燃烧、节能减排技术的研究，E-mail：yangh8386@126.com。

X511

A

10.3969/j.issn.1672-0792.2016.02.011