循环流化床锅炉SNCR脱硝技术优化改造

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(1.中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司，北京 102209;2.煤基清洁能源国家重点实验室,北京 102209)

0 引 言

近年来，我国NOx排放总量不断上升，城市环境恶化，雾霾严重，并有不断加重的趋势。最新研究表明，大气细颗粒物NOx、液相氧化SO2是我国当前雾霾期间硫酸盐的重要形成原因。我国引进循环流化床锅炉发电技术已有20年历史，现有不同容量的循环流化床锅炉近3 000台，约63 000 MW容量投入商业运行，大于电力行业中锅炉总台数1/3[1]。随着国家环保部门要求的日益提高，新环保标准实施后[2]，规定燃煤电厂NOx排放浓度不高于100 mg/m3(以NO2计，按O2浓度6%折算)。

西北某电厂循环流化床锅炉NOx排放浓度一直高于350 mg/m3，为满足当地环保部门提出的治理要求，电厂根据自身情况对2台300 MW循环流化床锅炉进行了以尿素为还原剂的SNCR脱硝改造。循环流化床锅炉系东方锅炉股份有限公司设计制造的单汽包、自然循环的循环流化床锅炉，改造后排放标准达到环保部要求，但出现了调节系统不稳定、运行方式不合理导致原始排放量高、炉内脱硫系统对原始排放影响较大，间接影响SNCR调节系统稳定性等问题。

国内外循环流化床锅炉脱硝技术以SNCR脱硝使用最为广泛，杨梅[3]、高明明等[4]对循环流化床锅炉进行SNCR脱硝研究，说明SNCR脱硝具有较好的市场前景。孙献斌等[5]对SNCR脱硝工艺系统关键设备喷枪进行研究，自主研发了一种空气冷却式空气雾化喷枪，解决了之前喷枪雾化效果差、尿素及氨水耗量大等问题，在300 MW机组上取得了良好效果。本文以尿素、氨水为还原剂，结合我国西北某电厂循环流化床锅炉脱硝情况，介绍SNCR脱硝原理、主要工艺流程和设备组成等，分析了300 MW循环流化床锅炉使用SNCR脱硝的优势，并结合300 MW循环流化床锅炉自身特点，对原有SNCR设备进行改造，以期实现设备平稳运行，提高脱硝效率。

1 NOx生成机理及控制手段

1.1 NOx生成机理

燃煤锅炉生成的NOx主要由NO、NO2、N2O等组成。研究发现，电厂燃煤生成NOx的过程如图1所示。电厂燃煤生成NOx主要包括3种产生途径:燃料型NOx、热力型NOx、快速型NOx[6]。对于循环流化床锅炉而言，燃用烟煤、褐煤、页岩等劣质燃料时，主要生成燃料性NOx。

图1 煤燃烧生成NOx过程Fig.1 NOx formation process during coal combustion

1.2 NOx控制手段

目前国内对NOx控制方法有燃烧中控制和烟气脱硝，燃烧中控制主要有低氮燃烧器、低氮改造、燃烧调整等，烟气脱硝主要有选择性非催化还原SCR法、SNCR法[7]。

SCR脱硝原理是:在催化剂作用下，通过还原剂(NH3、尿素)与烟气中NOx选择性反应生成N2和水。SNCR法不同于SCR法，在不使用催化剂的条件下，还原剂(NH3、尿素)在高温下(850～1 150 ℃)[8]直接与烟气中NOx发生氧化还原反应。

1.3 SNCR脱硝技术原理

SNCR脱硝技术原理是将NH3、尿素等还原剂喷入锅炉水平烟道，在合适的温度、气氛或催化剂条件下将NOx还原，循环流化床锅炉采用SNCR脱硝技术控制NOx排放的主要机理如图2所示[9]。

图2 SNCR脱硝技术控制NOx排放机理Fig.2 Main mechanism of SNCR denitration technology to control NOx emission

1.4 SNCR法与SCR法技术特点对比

与SCR技术相比，SNCR烟气脱硝技术投资运行成本低，占地面积少(布置在锅炉水平烟道处)，建设工期短，脱硝效率可达到环保要求，适宜大型循环流化床锅炉。根据调研和计算论证，SNCR脱硝技术对锅炉效率、排烟温度、锅炉受热面以及锅炉下游设备造成腐蚀的影响均较小，不影响机组安全运行，不需进行针对性设备改造;脱硝装置投运后，NOx排放量明显控制。在合适的喷氨量及温度窗下，SNCR脱硝技术的脱硝效率可以达到81%[10]。此外，SNCR系统还具备投资成本低(设备简单、系统造价降低)，运行成本较低(不增加引风机电耗、运行维护简单)，不增加烟气系统阻力，不使用催化剂，不产生新的SO3，氨逃逸控制在10×10-6以内，不会造成尾部烟道的积灰和腐蚀，安装及操作较易等优点。

综上所述，SNCR技术是成熟的脱硝技术，其低投资和低运行成本，特别适用于CFB机组、老机组脱硝改造，也适合垃圾焚烧炉、中小型燃煤锅炉的烟气脱硝，在国内外有较为广泛的应用。

1.5 SNCR脱硝技术主要化学反应

SNCR技术是用NH3、尿素等还原剂，以循环流化床锅炉旋风分离器入口水平烟道为反应器，通过适当的温度(850～1 150 ℃)，在不使用催化剂的情况下，将NOx分解成氧气和水。

NH3或尿素还原NOx的主要反应为

NH3为还原剂时：

(1)

尿素为还原剂时：

(2)

2 SNCR脱硝技术

2.1 工艺流程

SNCR烟气脱硝系统典型工艺流程如图3所示。

图3 SNCR烟气脱硝系统典型工艺流程Fig.3 Typical process flow of SNCR flue gas denitration system

尿素经汽车运输到厂区，制成浓度50%的尿素溶液输送至储存罐内。储罐内尿素溶液通过高压泵与凝结泵出口引来的凝结水稀释后输送至水平烟道平台。尿素溶液浓度根据喷入点的流速、烟温、NOx浓度等试验参数确定，稀释水为凝结水，经过计算机控制稀释水量大小，在保证脱硝效率的情况下，计算机系统控制稀释水用量，既能保证雾化效果，又能合理减少稀释水，避免浪费。

在水平烟道平台设置有分配装置，经分配装置，尿素被输送到每个喷枪，在雾化风压力下，将尿素溶液喷射进旋风分离器入口水平烟道，对烟气中NOx进行还原，这种利用水平烟道作为反应容器的脱硝形式，大大减少了锅炉脱硝改造的施工量，使300 MW循环流化床锅炉脱硝改造成本降低了2/3，成为目前循环流化床锅炉脱硝改造的主流施工方案。

2.2 设备组成

脱硝设备主要由制备系统、储存系统、分配系统、喷射系统4大部分构成[11]。制备系统主要有溶解罐、搅拌器、加热器、转移泵。储存系统主要有储存罐、搅拌器、加热器、输送泵、稀释水泵、稀释水罐。分配系统主要有静态混合器、调节阀、电磁流量计。喷射系统主要有喷枪、雾化风管道、冷却法管道、转子流量计。

3 脱硝改造问题及解决方法

3.1 NOx浓度波动大

脱硝系统投入后存在NOx测量值波动较大的问题，运行过程中，锅炉燃料量的波动导致NOx测量值在24～240 mg/Nm3。自动控制逻辑中，还原剂喷入量控制NOx测量值[12]。由于测点位置靠后，导致还原剂喷入量对NOx测量值存在3 min左右的滞后，且整个系统受燃料量波动影响较大。

改造措施:将NOx测量仪表由原来的引风机出口改造到空预器入口，测点位置前移，NOx测量值滞后时间大大缩短。同时对控制逻辑进行优化，将燃料量作为主控输出前馈。优化后，燃料量波动时，还原剂调节阀动作明显较之前更为准确，NOx排放数值更加稳定(尿素耗量750 kg/h、氨氮摩尔比1.8)。改造前后NOx测量值变化如图4所示。

图4 改造前后NOx测量值Fig.4 NOx measured value before and after modification

3.2 燃用高硫煤时无法保证NOx排放量达标

该电厂燃用高硫煤时，脱硝系统投运后NOx瞬间会升到230 mg/m3。原因为电厂燃用高硫煤时，为保证烟气SO2不超标，向炉内投入大量石灰石，炉内投石灰石对NOx生成有促进作用，石灰石以催化剂的形式促使炉内燃料中的N快速转变成NOx[13]，导致NOx浓度迅速上升，减少石灰石投运。

改造措施:将原来水平烟道的喷射方式由水平对射改造为错列对射，并错开0.3 m距离，让更多烟气接触到还原剂，提高反应效率。通过改造脱硝效果提升，氨逃逸数值由7×10-6降为3×10-6。

3.3 运行方式不合理导致原始排放量高

脱硝效率不仅要去除已经生成的NOx，还要通过运行手段降低NOx生成量，通过实际运行发现，采用分级供风能够有效地在源头减少NOx的生成量[14]。

改造措施:通过改变运行方式，减少一次风量(一、二次风配比4∶6)，使燃烧处在贫氧状态，密相区内由于氧含量不足，燃烧速度和温度水平下降;燃料中氮分解生成大量中间活产物CN、HCN，不仅将部分NO还原，又抑制了燃料型NOx的生成。加大二次风的供应量，由于该区域燃烧温度较低，不会生成过多的NOx。通过调整燃烧方式，可以减少10%的原始排放量，脱硝效率高达85%以上。

4 改造效果及经验

4.1 效果分析

该电厂2台机组锅炉SNCR脱硝改造后，经过环保局的验收，NOx最终排放浓度低于100 mg/Nm3，满足GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》要求。通过锅炉燃烧优化，锅炉原始NOx排放浓度约为250 mg/Nm3，SNCR脱硝装置投运后，可控制NOx排放浓度低于50 mg/Nm3时，脱硝效率高于85%。2台300 MW循环流化床锅炉可减排NOx总量>1 780 t/a，空气质量大幅度提升。

脱硝改造工程实施后，电厂NOx排污费减少约112万元。2013年9月，国家发改委将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由0.008元/kWh提高至0.01元/kWh，每年仅脱硝电价补贴就高达4 000万元。此外，火电厂排放的NOx除形成酸雨外，还会与碳氢化合物反应生成致癌物质，危害人体健康。因此，通过脱硝工程可大幅减少NOx排放，有助于改善当地大气环境。

4.2 运行经验

1)炉内脱硫尽量不投入或少投入

循环流化床锅炉为了降低SOx排放，通常采用炉内加入石灰石，石灰石对NOx排放有明显影响，造成NO上升，原因为:① 石灰石分解生成的富余CaO是燃料和注氨N转化为NO和N2的强氧化剂，也是CO、H2还原NO的强催化剂，CaO对燃料N转化为NO的催化能力强于其分解能力;② 富余CaO是氧化气氛下N2O分解的强催化剂。因此石灰石的加入增加了NOx的排放，实际运行中，如果炉外脱硫能够满足的情况下，应停止炉内脱硫。

2)根据煤质及时调整一、二次风配比

在实际运行中，应根据煤种情况，适当降低一次风，增大二次风。由于循环流化床锅炉存在核心贫氧区，通过调整一、二次风配比可大幅减少热力性NOx的生成量(减少10%原始排放)。

3)根据NOx原始排放量及时调整尿素喷入量

实际运行过程中，NOx原始排放与负荷有较大关系，可根据负荷情况及时调整尿素调整阀开度，提高脱硝运行的经济性[15]。根据循环流化床锅炉特点，采用SNCR脱硝技术对循环流化床锅炉进行改造后，环保要求达标，经济社会效益明显。

5 结 语

循环流化床锅炉脱硝是一种系统性脱硝手段。根据煤质变化及时调整一、二次风风量比例实现合理的运行方式;根据负荷变化及时调整尿素耗量，确保脱硝系统经济运行;燃用高硫煤时，适当降低入炉石灰石量，通过尾部湿法脱硫来控制SO2排放;根据逻辑控制的优先顺序，尽量缩短反馈时间，防止尿素调节阀动作存在滞后性。随着国家环保政策的实施，循环流化床锅炉是资源综合利用炉型的首选，SNCR脱硝技术将会得到进一步发展。