吉林省火力發(fā)電廠脫硝技術(shù)分析

閆淑梅，王 鑫

（1.吉林省電力勘測設(shè)計院，長春 130022；2.國網(wǎng)吉林省電力有限公司電力科學(xué)研究院，長春 130021）

隨著我國對環(huán)境保護的日益重視，燃煤電廠的污染物排放更受到人們的關(guān)注，國家和地方環(huán)保部門對燃煤電廠污染物的排放濃度和總量有了較嚴(yán)格的控制。GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》的頒布實施，加大了我國燃煤電廠的污染物減排力度，也增加了污染物減排工作的壓力，因此全面了解本地區(qū)的脫硝現(xiàn)狀，根據(jù)機組實際情況，選擇效率高、無副產(chǎn)物、不形成二次污染、裝置結(jié)構(gòu)簡單、運行可靠、便于維護的脫硝工藝，對于燃煤電廠達到GB 13223—2011 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的2014年7月1日后燃煤電廠鍋爐NOx排放濃度限值為100mg／m3的目標(biāo)具有重要的現(xiàn)實意義。

1 吉林省燃煤電廠脫硝現(xiàn)狀

截至2013年底，吉林省火力發(fā)電機組裝機容量約為1 700×104kW，采用脫硝工藝有低氮燃燒技術(shù)、選擇性催化還原工藝（SCR）以及非選擇性催化還原工藝（SNCR）。其中SCR 裝機容量607×104kW，占總裝機容量的35.7%，SNCR 667×104kW，占總裝機容量的3.9%。吉林省內(nèi)已投運脫硝機組現(xiàn)狀見表1。

2 脫硝技術(shù)原理及兩種工藝比較

SCR脫硝技術(shù)反應(yīng)原理為：在催化劑和氧氣存在的條件下，在較低的溫度范圍（280～420℃）內(nèi)，還原劑（氨、CO 或碳氫化合物等）有選擇地將煙氣中的NOx還原生成為N2和H2O 來減少NOx排放。因為整個反應(yīng)具有選擇性和需要催化劑存在，故稱之為選擇性催化還原（SCR），此工藝脫硝效率較高。以氨為還原劑的SCR 其主要反應(yīng)為：

4NO＋4NH3＋O2→4N2＋6H2O

4NO2＋4NH3＋O2→3N2＋6H2O

SNCR 工藝原理是將含有NHx基的還原劑（如氨、尿素）噴入爐膛溫度為800～1 100℃的區(qū)域，該還原劑迅速熱解成NH3在無催化劑作用下選擇性地與煙氣中的NOx進行反應(yīng)生成N2，此工藝脫硝效率較低。以尿素作為還原劑為例，其主要反應(yīng)為：

（NH2）2CO→2NH2＋CO

NH2＋NO→N2＋H2O

2CO＋2NO→N2＋2CO2

SCR 與SNCR 脫硝工藝對比見表2。

表2 SCR與SNCR脫硝工藝對比

3 典型案例

3.1 某電廠2×350 MW 機組低氮燃燒器改造實例

某電廠1、2號2×350MW 機組SCR 脫硝裝置已于2011年完成安裝并投入運行，設(shè)計效率不低于50%。該廠于2013年10月對2號機組進行了低氮燃燒器改造，但并未對1號機組進行低氮燃燒器改造。1號機組低氮燃燒器改造前及2號機組低氮改造后脫硝裝置相關(guān)參數(shù)檢測數(shù)據(jù)見表3。

從表3中數(shù)據(jù)可以看出，2 號機組完成低氮燃燒改造之后，脫硝裝置入口質(zhì)量濃度較1號機組降幅達48%以上，改造效果良好。

表3 1、2號機組SCR脫硝裝置實測數(shù)據(jù)

3.2 某電廠SNCR工藝脫硝裝置運行實例

某電廠2×330 MW 機組配備SNCR 脫硝工藝，采用尿素作還原劑，設(shè)計效率不低于50%，由于該廠為循環(huán)流化床鍋爐，該爐型對于燃煤氮氧化物的生成本身具有一定的抑制作用，通過加裝SNCR裝置，使機組氮氧化物濃度維持在較低的水平，脫硝裝置相關(guān)參數(shù)檢測數(shù)據(jù)見表4。

表4 某電廠SNCR脫硝裝置實測數(shù)據(jù)

3.3 某電廠330 MW 機組SCR 工藝脫硝裝置運行實例

某電廠330 MW 機組采用低氮燃燒器＋選擇性催化還原工藝（SCR），設(shè)計脫硝效率在投運兩層催化劑的條件下不低于80%，該機組脫硝裝置相關(guān)檢測數(shù)據(jù)見表5。

表5 SCR脫硝裝置實測數(shù)據(jù)

4 兩種工藝運行及設(shè)備維護

4.1 SCR脫硝工藝

a.根據(jù)入口NOx濃度合理控制還原劑投入量以降低氨逃逸濃度，減少硫酸氫銨的生成量，減少對空氣預(yù)熱器的腐蝕。

b.保證吹灰器正常運行，防止催化劑堵塞、積灰影響脫硝性能。

c.脫硝系統(tǒng)連續(xù)長周期投運時，應(yīng)定期對部分設(shè)備進行切換運行，保證備用設(shè)備的可用性。

d.檢修期間，對氨噴射系統(tǒng)進行維護，確保未發(fā)生堵塞、變形等情況，以免影響氨噴射均勻性。

e.加強入廠還原劑品質(zhì)的管理，保證還原劑質(zhì)量。

4.2 SNCR脫硝工藝

a.尿素溶液制備過程中，應(yīng)確保已制備完畢的尿素溶液及時輸送至存儲罐，避免輸送管道中的尿素溶液因長時間停留而有尿素析出，堵塞管道。

b.當(dāng)環(huán)境溫度低于0℃時，伴熱管、冷渣器出口至溶解罐冷凝水管、蒸汽加熱管道應(yīng)采取保溫措施，防止發(fā)生結(jié)凍造成管道堵塞。

c.SNCR 系統(tǒng)連續(xù)長周期投運時，應(yīng)每間隔一定周期進行輸送泵切換運行，避免管道堵塞；當(dāng)系統(tǒng)停運時，須關(guān)閉溶解罐出口手動門，避免溶解罐出口管道尿素析出堵塞管道。

d.機組運行時，SNCR 系統(tǒng)的噴槍霧化風(fēng)、冷卻風(fēng)需處于連續(xù)投運狀態(tài)，避免噴槍堵塞及過熱損壞。

e.加強尿素的采購與日常管理工作，保證進廠的每一批次尿素品質(zhì)滿足設(shè)備運行要求。

5 結(jié)束語

結(jié)合吉林省火力發(fā)電機組脫硝裝置的實際運行情況分析表明，低氮燃燒器＋SCR 脫硝工藝和SNCR 脫硝工藝均滿足GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》規(guī)定NOx排放的要求。

SNCR 脫硝工藝脫硝效率較低，但初始投資較少，整體設(shè)備占用空間小；SCR 脫硝工藝脫硝效率高，但初始投資較大，后續(xù)催化劑更換費用較高，整體設(shè)備占用空間較大。

建議吉林省火力發(fā)電機組在進行脫硝改造時如果鍋爐初始NOx排放濃度較低、沒有脫硝場地、設(shè)備投入資金少的情況下宜采用SNCR 脫硝工藝；對鍋爐初始NOx排放濃度較高、預(yù)留脫硝場地、投入資金充足的情況下宜采用低氮燃燒技術(shù)＋SCR 脫硝工藝。