浅谈燃煤电厂SNCR烟气脱硝改造工程技术关键

申海旺

（冀中能源邯郸矿业集团有限公司河北邯郸056000）

浅谈燃煤电厂SNCR烟气脱硝改造工程技术关键

申海旺

（冀中能源邯郸矿业集团有限公司河北邯郸056000）

随着经济的快速发展，燃煤量正在逐年持续增加，继而带来的环境污染问题也越来越严重，特别是近期的雾霾天气，更是把大气环境污染推到了风口浪尖。目前，我国的火电机组烟气脱硝已经进入集中投运的时期，很多工程在实施过程中出现的问题也不断显现出来。为了解决燃煤电厂烟气脱硝工程出现的问题，我对一些改造工程进行了认真分析，对配套改造的烟气脱硝工程的关键技术进行分析和探讨。

燃煤电厂；烟气脱硝；改造工程；技术关键

在大气污染中，最主要的就是燃煤带来的污染。“十二五”以来，一些达标排放和总量控制的政策陆续出台。所有法律法规、标准规范的发布实施，对减少环境污染、改善环境有着非常重要的作用，对于企业来说，环保责任和环保压力却是越来越大。作为一家国有企业，云宁矸石热电有限公司肩负着践行环境保护理念、改善大气环境的社会责任，进行环保设施技术改造、污染物达标排放等工作必须走在前列，为此，公司成功进行锅炉烟气脱硝技术改造。

1　燃煤锅炉氮氧化物产生机理

煤在燃烧过程中产生的氮氧化合物主要是NO（占90%～95%），仅有少量的NO2，近几年发展起来的循环流化床锅炉，由于燃烧温度较低，还会产生一定量的N2O。NO是一种无色无味的气体，常温下在空气中很容易被氧化生成NO2。煤在燃烧过程中NO的生成机理非常复杂。

大量的实验表明，NO的生成包括一系列的平行反应与顺序反应、均相反应与多相反应、自由基反应与分子反应，一般认为，NO的生成有以下三种途径。（1）在高温下燃烧，空气中的N2被氧化形成NO，称为热力性NO。在1000℃条件下，热力型NO高达12%，但热力型NO的百分含量随温度的降低而迅速下降，大约800℃时基本为零。（2）在燃料富集区，碳氢化合物的自由基与N2碰撞迅速反应形成NO的前驱体HCN，随后HCN氧化生成NO，成为瞬发型NO。（3）煤中的含氮化合物被氧化成NO，成为燃料型NO。燃料型NO是循环流化床锅炉燃烧过程中NOx的主要来源，原因是燃烧温度不太高，燃料中的氮以N-C键或N-H键的形式存在，其键能比氮分子中的N-N键能弱，更易于氧化断裂生成NO，所以，燃料型NO比热力型NO更易于形成。

2　烟气脱销常用方法

目前对于锅炉烟气脱硝最常用的方法是SCR（选择性催化还原法脱硝技术）和SNCR（选择性非催化还原法脱硝技术）两种方法，对于氮氧化物产生浓度较高的煤粉锅炉，为了达到较高的脱硝效率，有的机组还采用SCR+SNCR联合脱硝工艺[1]。

2.1SCR脱硝工艺

目前国际上应用最为广泛的烟气脱硝技术是选择性催化还原法脱硝技术，它是一种炉后脱硝方法,最早由日本在20世纪60～70年代后期完成商业运行。其工作原理是在催化剂的作用下，向温度约280℃～420℃的烟气中喷入还原剂氨水，将NOX还原成N2和H2O，达到脱除NOx的目的[2-4]。

2.2SNCR脱硝工艺

SNCR脱硝技术是将氨水、尿素等还原剂喷入炉膛内，与NOx进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850℃～1100℃的区域，与烟气中的NOx反应生成N2和H2O，该技术以炉膛为反应器。SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为40%～80%，受锅炉结构、尺寸、运行参数等影响很大。采用SNCR技术，根据当地市场环境，可选择氨水或尿素作为还原剂。

2.3SCR与SNCR工艺优缺点分析

SCR是一种技术成熟、脱硝效率很高（可达90%以上）的脱硝工艺，但是该方法存在一些缺点：一次性投资大、施工过程中锅炉需停运很长时间；催化剂对烟气成分要求较高，并且需要定期更换催化剂，运行成本较高；催化剂（属于危险废物的一种）失效或中毒后再生或处置非常困难；由于在锅炉尾部烟道布置了催化剂组，增加了烟气运行阻力，存在引风机匹配问题和运行阻力增加带来的电耗增高的问题[5]。

SNCR技术的建设周期较短、成本较低，而且其脱硝效率适中，使得SNCR技术广泛应用于各大火电厂的烟气脱硝当中，尤其是针对于资金相对缺乏的发展中国家和改造中小型锅炉的过程而言，其都非常适用。虽然利用此技术脱除的效率相对较低，而且也可能造成较高的氨气逃逸率，但是其在改造中小型机组及老机组方面仍具有非常好的经济效能。

3　SNCR烟气脱硝改造工程技术关键和发展方向

3.1技术关键

SNCR脱硝效率主要取决于还原剂喷入点的烟气温度（即温度窗口）、还原剂在温度窗口内的停留时间、氨氮比、还原剂与烟气的混合度、还原剂的种类以及初始NOx的含量等。同时，由于锅炉本身的特性不同，SNCR系统的设置和工艺选择也有差别。因此，了解SNCR的基本原理，其反应的影响因素，对于其实际应用具有重要的指导作用。

3.1.1最佳温度（窗口温度）

最佳温度（窗口温度）对于SNCR反应极其重要，因为只有在特定的温度范围（800℃～1200℃）内，NOx的还原反应才能够发生。在实验研究以及工程应用中，还原剂存在脱硝效率最高的温度区间称为最佳温度窗口。

3.1.2最佳温度窗口内的停留时间

任何化学反应都需要有一定的反应时间使其得以充分进行，所以要达到最佳的脱硝效率，还原剂必须和NOx在最佳温度窗口内有足够的停留时间。还原剂在最佳温度窗口内的停留时间越长，反应越充分，脱硝效率越高。

3.1.3还原剂与烟气的混合度

还原剂与烟气的混合度也是影响SNCR脱硝效率的一个重要因素。如果还原剂与烟气混合不均匀，会使得还原剂与NOx的接触面减少，从而使得SNCR还原反应效果变差。在工程应用中，还原剂与烟气的混合通过炉膛喷射系统来实现。喷射系统将还原剂雾化并控制其喷射角度、速度及轨迹，从而有效保障SNCR脱硝效率。

3.1.4氨氮比

SNCR反应中还原剂与NOx的摩尔比（简称氨氮比）是用来衡量所投入的还原剂相对多少的主要指标，其原理是通过改变反应物浓度的方式来影响脱硝反应的平衡。合适的氨氮比一般控制在1.0～2.0，氨氮比增加会使反应加强，效率也随之提高，但是氨氮比过大，又会造成氨逃逸的加大，形成新的问题，同时，氨氮比过高，无形中也加大了成本投入，增加了运行费用。针对不同项目的实际情况，需要选择合适的氨氮比，因此，氨氮比也是影响SNCR脱硝效率的重要因素。

除以上因素之外，锅炉类型，所采用脱硝还原剂的种类，烟气气氛（氧量、一氧化碳浓度），锅炉燃料的不同以及初始NOx浓度的不同等也都会对SNCR的最终脱硝效率有一定的影响。

3.2发展方向

一直以来我国烟气脱硝技术提不上来，不仅是因为烟气脱硝的设备老化，还因为国外掌握了高端的技术进而进行了垄断。针对这种现象，我国的燃烧电厂企业应该在烟气脱硝方面做到：

3.2.1开发脱硝技术，并且使这种技术为中国独有。SNCR脱硝是一项投资成本很高的脱硝技术，企业应该针对国情开发适合我国的脱硝技术，降低成本。

3.2.2加强技术引进。要积极引进国外的高端技术，与此同时要加强技术研发，努力开发出独具中国特色的、中国拥有研发权力和知识产权的脱硝技术。

4　工程实例

云宁矸石热电有限公司是冀中能源邯郸矿业集团第一个与民营合作的公司，是邯矿集团实践跨行业、跨所有制经营的第一次尝试。电厂装机容量为2×50MW抽凝式汽轮发电机组，配套3×

220t/h循环流化床锅炉。循环流化床锅炉虽然存在燃烧温度低，氮氧化物排放浓度低的优点，但经过多年统计，云宁矸石热电有限公司氮氧化物的排放浓度一般在180 mg/Nm3～300mg/Nm3左右，高于标准规定的100mg/Nm3，因此云宁电厂锅炉烟气进行脱硝技术改造势在必行。进行环保技术改造，是国企必须承担的一项社会责任，改造后可降低氮氧化物排放量，大大改善环境质量。

4.1改造中需要考虑的技术关键

4.1.1确定合理的脱硝工艺。通过技术对比，SCR脱硝工艺虽然具有脱硝效率高的优点，但对于循环流化床锅炉来说，原始NOx浓度不高，考虑一次性投资和运行费用，SNCR更适合。

4.1.2选择合适的还原剂。采用SNCR脱硝工艺，还原剂通常为尿素或氨水，通过对锅炉工况、脱硝效率以及运行费用进行综合比较，确定最佳还原剂[6]。

4.2改造情况及效果

电厂锅炉烟气脱硝采用SNCR工艺，通过技术改造，解决了氮氧化物排放浓度较高的问题，同时与现行常用的工艺相比，具有以下创新点。

4.2.1采用单元制。多数单位使用的脱硝系统都是母管制，云宁电厂为提高系统运行稳定、安全性，采用了单元制。

4.2.2系统可以采用氨水或尿素作为脱硝剂。系统在还原剂制备这一块，采用冗余配置，既可以使用氨水也可以同时使用尿素，可以根据锅炉工况以及市场上氨水和尿素供应情况，确保锅炉脱硝效率的基础上来选择脱硝剂。

改造后，达到了预期脱硝效果，经环保监测部门监测，电厂排放浓度在100以下，具体监测时间及数据为（该数值均为折算后排放浓度）见表1。

表1　改造后监测时间及数据

由监测的数据可以看出，三台锅炉通过技术改造，其氮氧化合物排放均达到了标准要求，也实现了改造的目标。

5　结语

目前我国的内燃煤电厂的SNCR烟气脱硝技术还没有达到国外发达国家的水平，但是通过对SNCR烟气脱硝技术的技术进行升级和改造，锅炉排放烟气氮氧化物浓度大大降低了。大气环境的污染程度减轻之后，对防治大气环境污染起到很好地推动作用，环境污染问题也会逐渐改善。SNCR烟气脱硝技术在还原剂使用上利用无二次污染、施工时间短的优势，使得烟气中的NOX达到排放标准。环境改善之后，带来的不仅是企业效益，更多的是社会效益，才能促进社会向又好又快的方向发展，坚定不移地走可持续发展的道路。

[1]刘银玲.燃煤发电厂脱硝改造的分析探讨[J].中国科技信息, 2013,08:34-35.

[2]黄东,朱法华,王圣.我国燃煤电厂“十二五”期间新增烟气脱硝费用测算[J].能源技术经济,2012,04:1-5.

[3]顾卫荣,周明吉.火电厂烟气脱硝国内市场分析[J].化工进展, 2012,11:2581-2585.