200MW燃煤锅炉机组脱硝改造策略探讨.doc

1、200MW 燃煤锅炉机组脱硝改造策略探讨摘要：针对某电厂 200MW 锅炉机组脱 NOx 改造面临的问题，进行了全面的分析论证。首先针对 200MW 锅炉机组设计制造时期锅炉的 NOx 排放浓度控制在 650mg/Nm3 以内，该厂现场实测锅炉出口的 NOx 排放浓度约为 400700mg/Nm3。以机组 SCR 入口氮氧化物浓度 450mg/Nm3 ，150 mg/Nm3 作为减排目标，结合锅炉的结构特点、燃用煤种形式以及当前燃烧状况，提出了以炉内低 NOx 燃烧器改造与加装 SCR 脱硝装置相结合的改造策略，对低 NOx 燃烧器改造及加装 SCR 脱硝系统的可行性及其对锅炉运行影响进行了全

2、面而系统的论证分析，研究结果可为脱硝改造决策提供可靠依据。 关键词：燃煤锅炉，脱硝改造，脱 NOx，策略 0 前言 据中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告统计，2009年火电厂排放的 NOx 总量已增至 860 万吨，比 2003 年的 597.3 万吨增加了 43.9%，约占全国 NOx 排放总量的 35%40%。国内权威机构研究分析表明，电源结构方面今后相当长的时间内将继续维持燃煤机组的格局。按照目前的排放控制水平，到 2020 年，我国火电厂排放的氮氧化物将达到 1250 万吨，电站锅炉成为主要的大气污染固定排放源之一。 2012 年国家环境保护部正式颁布了火电厂大气污染物排放标准

3、（GB13223-2011） ，对于电厂烟尘、SO2 及 NOx 物的排放有了更加严格的要求，要求现有火电厂污染物排放在 2014 年 7 月 1 日起需满足二氧化硫小于 200 毫克/立方米、氮氧化物小于 200 毫克/立方米、烟尘小于 30 毫克/立方米限值指标。 本文针对某厂 200 MW 燃煤锅炉脱硝改造问题，基于锅炉燃烧状况、燃煤状况、NOx 排放水平等现状，根据 NOx 减排目标对脱硝改造方案进行技术论证，评估锅炉脱硝技术改造的最佳方案，研究结果可为该厂的脱硝改造决策提供可靠依据。 1 设备概况 1.1 锅炉形式及燃煤种情况 某厂#5 锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的 HG-680/13.

4、7-YM2 型炉，中间再热、自然循环、单炉膛、全悬吊露天布置、平衡通风、燃烧系统四角布置、切圆燃烧、固态排渣燃煤汽包炉，全钢构架，露天布置。制粉系统为中速磨正压直吹式，5 台 ZGM80N 型磨煤机对应 5 层燃烧器。锅炉设计煤种为贵州盘江烟煤，近两年电厂机组燃用现在燃用煤种较杂，为适应煤炭市场，目前经常掺烧高挥发分、高硫份、高灰份、低热值、低灰溶点的煤种，实际用煤种（如硫份、氮份、热值等）与原电厂设计煤种存在一定差异，下表为该厂 2011 年全年实际运行煤种煤质成分的基础上，按平均值折合了煤质，与及波动的数据。主力煤种印尼煤和山西烟煤。 2 NOx 生成、控制机理及控制技术 2.1 NOx

5、生成、控制机理 煤在燃烧过程中产生的氮氧化物主要是一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2） ，并且含有少量的 N2O，统称为 NOx。煤在燃烧过程中 NOx 的生成量和排放量与煤的燃烧方式，特别是燃烧温度、燃烧配风方式和过量空气系数等燃烧条件密切相关。氮氧化物的生成途径有以下三个： 热力型 NOx （Thermal NOx） 。燃料型 NOx （Fuel NOx） 。快速型 NOx （Prompt NOx） 。 三种 NOx 在煤燃烧过程中的生成情况很不相同。快速型 NOx 所占比例不到 5%；在温度超过 1600时，热力型 NOx 的比例一般占总量 30%以下，通常煤粉锅炉的燃烧温度大部分在 1

6、500以下，故对常规燃煤锅炉而言，NOx 主要是通过燃料型的生成途径而产生的。因此，控制和减少NOx 在煤燃烧过程中的产生，主要是抑制燃料型 NOx 的生成，并创造还原条件，使一部分生成的 NOx 还原为 N2。 2.2 NOx 排放控制技术 燃煤锅炉的 NOx 控制主要为炉内低 NOx 燃烧技术和炉后烟气脱硝技术两类。炉内低 NOx 燃烧技术主要通过控制燃烧气氛，利用欠氧燃烧生成的 HCN 与 NH3 等中间产物来抑制与还原已经生成的 NOx。对于炉膛出口烟气中的 NOx，可在合适的温度条件或催化剂作用下，通过往烟气中喷射氨基还原剂，将 NOx 还原成 N2 和 H2O。 2.2.1 炉内低

7、氮燃烧技术 2.2.2 炉后烟气脱硝技术 2.2.2.1 选择性催化还原脱硝技术（SCR） 2.2.2.2 选择性非催化还原（SNCR）/SCR 混合技术 SNCR/SCR 混合法使用 SNCR 尿素还原剂，利用在炉膛内的多余氨逃逸，有效地利用在后端较小体积的催化剂上。如此，加大了 SNCR 脱硝效率和还原剂利用率，同时减少 SCR 催化剂的使用容积量。减低 SCR 的催化剂负担可以减少飞灰、压差、磨损、SO3 的问题。并且，混合法亦有占地空间小，成本低，在低负荷时，可仅操作 SNCR，避免空预器（A/H ）受硫酸氢氨（ABS）阻塞，以及使用安全尿素还原剂的优点。 在现有的众多的 NOx 控制

8、技术中，SCR 是最成功应用的方法，其技术成熟，脱硝效率高，因而得到广泛的应用。安装 SCR 装置，会对下游烟道设备产生负面影响，需要进行改造：SCR 装置将增加烟道阻力约 1 kPa，需要增加引风机压头；烟气中的 SO2 转化成 SO3，空预器入口烟气中的 SO3 浓度增加，与逃逸的 NH3 反应生成高粘性的 NH4HSO4，会加剧空预器冷端受热面的堵塞，需要对空预器受热面型式与材质进行改造。 经过多年研究与发展，燃煤锅炉的 NOx 控制技术已经比较成熟，国内外广泛采用的 NOx 控制技术主要有：炉内低氮燃烧技术（低 NOx 燃烧器、空气分级） 、选择性催化还原（selective cata

9、lytic reduction，SCR） 、选择性非催化还原（selective noncatalytic reduction，SNCR）等。根据 NOx 控制要求不同，这些技术既可单独使用也可组合使用。 3 脱 NOx 改造方案 综上述 NOx 排放控制技术比较，针对现场实测#5 锅炉出口的 NOx 排放浓度约为 400700mg/Nm3 的情况。考虑未来煤种变化带来的影响，并考虑应对未来更为严格的环保排放标准，在本文中以 150 mg/m3 作为减排目标，进行脱硝改造可行性研究。从技术、现场、造价等方面分析，采用单一的 NOx 排放控制技术是不理想的，采用低 NOx 燃烧器+炉后烟气脱硝技

10、术是改造方向，在充分兼顾现场、造价、锅炉效率的基础上，将低 NOx 燃烧器改造后的 NOx 排放浓度保证值暂定为 450mg/Nm3，通过燃烧调整，争取实际运行排放值达到 350mg/Nm3 以下。为了达到控制目标，可采用下述控制手段。因此，#5 的氮氧化物控制策略可以有如下 2 个方案： 方案 1，对现有的燃烧系统进行浓淡燃烧器+空气分级燃烧（OFA） ，将 NOx 排放浓度降低至 450 mg/m3；同时采用 SCR 烟气脱硝技术，进一步将 NOx 排放浓度降至 150 mg/m3。 方案 2，对现有的燃烧器进行浓淡燃烧器改造，将 NOx 排放浓度降低至 450 mg/m3；同时采用 SC

11、R 烟气脱硝技术，进一步将 NOx 排放浓度降至150 mg/m3。 4 可行性分析 4.1 低 NOx 燃烧器改造可行性分析及对锅炉影响 该炉 1，2 次风间隔布置，燃烧器区域的煤粉基本上处于富氧燃烧，是 NOx 生成浓度大首要因素，对燃烧器进行改造是必要的。锅炉目前的运行情况存在：实际运行过程中再热器存在一定的超温的现象，两侧的烟温偏差比较大，平均100；锅炉燃烧器和冷灰斗附近存在一定程度的结渣。利用本次脱硝改造机会，在炉内燃烧器系统改造同时，解决锅炉目前存在的问题，一举两得。 4.1.1 燃料 该厂机组燃用现在燃用煤种较杂，为适应煤炭市场，目前经常掺烧高挥发分、高硫份、高灰份、低热值、低

12、灰溶点的煤种。因此，炉内低NOx 燃烧改造时，必须考虑燃烧系统对煤种的适应性，同时兼顾防结渣、腐蚀与燃烬。 4.1.2 燃烧器改造 从众多成功的改造实例看，低 NOx 燃烧改造的整体高度可维持在原有水平。燃烧器是低 NOx 燃烧系统的关键部件，它在煤粉燃烧初期所营造出的欠氧燃烧区域大小及欠氧程度决定了燃料型 NOx 的控制水平。为提高煤粉燃烧初期的 NOx 控制与燃烬能力，需要采用技术先进、有良好使用业绩燃烧器。低 NOx 燃烧改造 NOx 排放浓度保证值定为 450mg/Nm3容易达到。 4.1.3 空气分级 在燃烧器上方布置紧凑分离型燃烬风是炉内脱硝改造的最主要手段，深度空气分级与较长的还

13、原区停留时间，有利于提高 NOx 控制效果。从收集的资料认为新增燃尽风装置在角区标高 2460026000 区间，一般认为上层燃烧器出口至屏底的高度15m（#5 约为 15m）为宜，具备条件。 空气分级燃烧会延迟煤粉燃烧，抬高炉膛火焰中心高度，可能导致超温或燃烬程度降低等问题。因此，在采用空气分级燃烧技术时，应考虑燃烬风的穿透能力和覆盖程度，采取措施强化燃烬风与来流烟气的混合，提高后期燃烬。 4.1.4 燃尽风箱、燃尽风道改造 燃尽风道取自二次风热风道配风箱。 4.2 加装 SCR 可行性分析及对锅炉运行影响 4.2.1 加装 SCR 装置 根据脱硝改造后出口 NOx 浓度不高于 150mg/

14、m3，低 NOx 燃烧器改造后 NOx 排放浓度控制在 450mg/Nm3 以内，SCR 的效率只达到 70%就轻易达到目标，改造造价低，又适合现场偏窄小的空间。 4.2.2 脱硝还原剂 烟气脱硝 SCR 工艺的还原剂为氨气，氨气可直接来源于液氨，也可通过尿素间接制备。以液氨为原料的烟气脱硝还原剂工艺使用较为普遍。本厂现有#7 机组液氨储存及氨供应系统是按照 2600MW 进行设计及建设，其设置了两个体积为 56 m3 的液氨储存罐，目前实际只建成一台1600MW 机组运行，利用现有的液氨储存存设备，投资进一步减少。 4.2.3 催化剂 SCR 工艺普遍采用氧化钛基催化剂，载体 TiO2 含量

15、约 80%90%，主要活性材料 V2O5 含量约 1%2%，其他化学成分（WO3 或 MoO3）约占3%7%。本工程拟用蜂窝式催化剂。不同型式催化剂的物理特性比较见表 5。 4.2.4 SCR 装置烟气旁路设置分析 国内外大多数 SCR 供货商所设计的系统不设置 SCR 旁路，因为：在锅炉任何运行条件下，锅炉烟气穿过催化剂是可以接受的，只是在 SCR喷氨运行状态下，需严格遵守 SCR 最高运行温度和 SCR 最低运行温度限制。如果不运行脱氮系统，仅停止喷氨即可。 因此，SCR 装置可不设置烟气旁路。本工程按不设置烟气旁路设计。 5 结束语 根据可行性分析结果，本工程采用方案一的改造方案。改造后

16、既可以实现 NOx 减排，在低氮燃烧器改造的同时，布置燃尽风喷口设计为具有上下和水平摆动功能，从而有效防止炉膛出口过大的旋转残余和避免炉膛出口之后左右两侧烟气量偏差过大；下部二次风采用不等切圆的偏转二次风系统，防止锅炉水冷壁的结渣和高温腐蚀等。解决锅炉目前存在的汽温不足及燃烧器磨损严重等问题。 在进行 SCR 脱硝改造的同时，对锅炉现有空预器进行改造，本工程因该炉引风机、增压风机有余量不需要改造。锅炉钢架、锅炉基础和电除尘器校核计算及补强等工作。 #5 炉烟气脱硝改造完成后，实测 NOx 排放为 80-120 mg/m3，每年的最大减排量可以达到 2100 t，具有良好的环保和社会效益。 1参考文献：GB 132232011， 火电厂大气污染物排放标准. 2马风哪 孟庆俊. 国内火电氮氧化物排放现状及控制技术探讨. 中国科技论文在线，2011. 3仵忠.煤粉锅炉降氮脱硝技术选择及应用M.华南理工大学.2012.