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摘要】由于国家标准GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》的颁布实施，以及原有锅炉运行状态和电煤市场供应变化，许多燃煤电厂现有锅炉NOX排放浓度不能满足新标准的限值。为了达到火电厂NOX排放标准的要求，针对燃煤电厂锅炉自身状态和具体运行条件提出了脱硝改造技术路线。 【关键词】 污染物标准 0前言 随着我国对环境保护的日益重视，燃煤电厂的污染物排放更受到人们的关注，国家和地方环保部门对燃煤电厂污染物的排放和总量有了较严格的控制。由于GB13223－2011《火电厂大气污染物排放标准》的颁布，加强对我国燃煤电厂的污染物减排力度，增加了燃煤电厂污染物减排工作的压力。 GB13223标准中在规定时限内燃煤电厂锅炉NOX排放浓度限值在100mg/m3（广西、重庆、四川、贵州执行200mg/m3限值）。而目前燃煤锅炉的NOX排放浓度基本在300~1100 mg/m3范围，绝大多数锅炉NOX排放浓度集中在500~700 mg/m3，锅炉的NOX排放浓度与锅炉类型及结构、燃用煤质成分、燃烧工况、锅炉负荷等因素有关，相对人为控制及调整难度比较大，因此大量燃煤电厂锅炉面临着降低NOX排放浓度的改造。 我国正在改善城市空气环境质量，特别是可吸入颗粒物作为城市大气污染防治的重点，尤其是空气中的PM2.5及PM10可吸入颗粒物。其中部分是燃煤电厂排放的NOX气体在日光作用下与其它物质反应，形成光化学烟雾，危害更强，因此减排NOX浓度迫在眉睫。 现在我国脱硝装置的设计、制造及工艺水平有较大提高，脱硝所使用催化剂已大量国产化。燃煤电厂一般采用SCR、SNCR、SNCR+SCR的脱硝工艺，但主要以采用SCR脱硝工艺为主，任何脱硝技术均有其应用的范围，其选取是有适应条件的，对新建或脱硝改造需进行深入的综合分析，摸清锅炉的运行特征及各类型脱硝技术的特点，明确脱硝系统改造的技术路线。 1 现有脱硝装置的技术特点 我国燃煤电厂锅炉降低烟气NOX气体主要采用锅炉低氮燃烧技术、SCR、SNCR脱硝工艺为主，根据电厂锅炉的实际情况，利用这些技术的不同特点，进行组合使用，用最低的运行成本及投资达到最佳的效果。目前主要燃煤锅炉使用的成熟的脱硝技术主要如下： 1.1低氮燃烧技术 低氮燃烧技术就是锅炉采用分级燃烧技术，其包括低过量空气燃烧、空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再循环等技术，当然还有其它类型的低NOX燃烧器等技术。 1.2选择性催化还原技术（SCR） 选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）是在金属催化剂作用下，以NH3作为还原剂，将NOx还原成N2和H2O。主要反应方程式为： 4NH3+4NO+O2─>4N2+6H2O 8NH3+6NO2 ─>7N2+12H2O 催化反应温度为300~420℃的区域，一般脱硝效率可达50~90%。 1.3 选择性非催化还原技术（SNCR） 选择性非催化还原技术（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应，在炉膛温度为850~1100℃的区域喷入还原剂，在这一狭窄的温度范围内及无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用。在850~1100℃范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为： 4NH3 + 4NO +O2 →4N2 + 6H2O NO+CO(NH2)2 +1/2O2 → 2N2 + CO2 + H2O 当温度高于1100℃时，NH3则会被氧化为NO，即 4NH3+ 5O2 → 4NO + 6H2O 不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。NH3的反应最佳温度区为850～1100℃。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。NH3是高挥发性和有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。 SNCR脱硝效率约30~50%，脱硝效率不高，氨氮比较高。 1.4 SNCR+SCR联合脱硝工艺 SNCR+SCR联合脱硝工艺其实是SNCR的衍生技术，即利用SNCR脱硝工艺的氨逃逸浓度或认为增加氨逃逸浓度，通过下游SCR进一步脱硝，因利用原有锅炉炉膛及烟风系统，对于尿素在炉膛内反应温度及SCR脱硝前的烟气气流、NOX、NH3均匀分布是比较困难的。目前SNCR+SCR联合脱硝工艺脱硝效率约40~70%，对于机组容量小的锅炉相对脱硝效率比较高。 总之，在新建和改造脱硝工程中根据锅炉实际运行工况进行多种技术组合应用。对于容量小于200MW的机组，可根据锅炉运行所剩年限及控制的NOX浓度，可选择低氮燃烧器+SNCR改造或低氮燃烧器+SNCR+SCR改造方式；对于循环流化床锅炉可直接采用SNCR脱硝工艺。 原则上燃煤电厂300MW容量以上的机组，降低烟气中NOX浓度以采用低氮燃烧器+SCR脱硝工艺为主。 2 因现有燃煤电厂锅炉排放的NOX浓度绝大多数大于GB13223-2011标准中规定NOX浓度排放限值，同时锅炉运行情况参差不齐，并且煤电市场供应导致煤的成分发生波动，多数电厂锅炉燃用煤质比设计要差，这种情况可能要延续较长时间，正是这些因素必须要求原有锅炉进行脱硝改造，确定原则性的脱硝改造技术路线。 脱硝改造选取的技术类型并没有明显的划分界限，要根据电厂锅炉自身的燃烧类型、烟气条件、所在地理位置、环保要求、改造场地、一次性投资及运行维护费用等综合因素确定。 2.1 锅炉脱硝改造前应进行的工作 对现有锅炉脱硝改造前应对锅炉运行工况及相关运行数据确认，做为脱硝改造的设计选型依据。 2.1.1通过现场试验及实验室化学分析，提供具有代表性锅炉燃用煤质和粉尘成分等影响脱硝设计选型的参数： a）锅炉煤质的工业分析：水分、灰分、挥发分、固定碳等； b）锅炉煤质的元素分析：碳、氢、硫、氮、氧等； c）锅炉煤质的微量元素分析：氯、氟、砷、铅、汞等； d）锅炉煤质的发热量及可磨性指数：高位发热量、低位发热量等； e）灰的成分分析：SiO2、AlO3、Fe2O3、MgO、CaO、K2O、Na2O、P2O5、TiO2、SO3等； f）灰熔点温度：变形温度、软化温度、半球温度等； 以上数据对催化剂的化学及物理寿命有影响，以上数据对选择催化剂类型、成分配方等提供选型依据。 2.1.2 提供设计反应器的入口烟气参数（省煤器出口与空预器前） a）锅炉100%、75%、50%不同负荷下的实际烟气量、烟气温度和NOX浓度； b）省煤器出口烟气污染物：烟尘浓度、NOX、HCL、HF、SO2、SO3 (标态及湿态、实际氧及6％O2)； c）省煤器出口烟气成分：CO2、O2、N2、SO2、H2O等。 以上数据对催化剂选型和反应器的尺寸、吹灰器类型等提供设计依据。 2.1.3 对目前锅炉及烟风系统进行摸底测试，如在不同负荷下烟风系统的烟道沿程阻力、空预器漏风等进行测试，同时对锅炉使用等离子或煤油混烧对脱硝装置影响进行评估。 2.1.4对现有锅炉改造脱硝增加重量涉及的原有基础及锅炉钢结构进行校核，同时对反应器安装位置的原有钢结构加固、土建基础加固、施工拆除、施工工期等进行详细论证，同时需要设计部门及锅炉厂家得技术配合，这方面工作应是脱硝改造过程中难度最大的。 2.2 现有锅炉进行脱硝改造需确定一个总的技术路线原则，以做为脱硝改造的指导依据，确定脱硝改造的方向及范围。应主要进行以下几方面工作： 2.2.1 锅炉首先进行低NOX燃烧器改造：现役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应遵循“先降后脱”的原则，优先考虑低氮燃烧技术改造，再进行烟气脱硝改造，以降低烟气脱硝的运行成本。低氮燃烧技术改造应以不降低锅炉效率、锅炉运行稳定、延长锅炉设备寿命为前提。 对于近几年投产运行的锅炉，如果NOX浓度≤450mg/m3，燃烧器可不进行改造。 2.2.2 根据电厂所处地理位置、国家及地方污染物排放标准中要求，确定锅炉排放NOX浓度是否100mg/m3还是200mg/m3限值。 如果浓度限值为100 mg/m3时， SCR脱硝工艺采用反应器安装二层催化剂备用一层的方式。如果浓度限值为200 mg/m3时，采用SCR脱硝工艺采用反应器安装一层催化剂二层备用的方式。 2.2.3 根据锅炉类型、锅炉容量、锅炉使用年限、改造的空间及所要求的排放限值，进行脱硝类型确定。原则上燃煤电厂采用低氮燃烧器+SCR工艺，对于循环流化床、小容量机组采用SCNR或SNCR+SCR脱硝工艺。 2.2.4确定还原剂：目前脱硝系统还原剂主要采用液氨、氨水及尿素，选取哪个还原剂主要是从的它的供应价格、运行成本、运输安全、存储安全、供应品质是否有保证等进行综合比较。如果采用液氨得到相关国家或地方安全监察部门的审批，应优先选择液氨做为还原剂。电厂做为企业，液氨的使用可降低电厂的运行成本及节约大量能耗。 2.2.5 锅炉燃烧器改造后要求的NOX排放浓度数值基础上，应加50~100 mg/m3的裕度，做为SCR入口NOX浓度设计值。 2.2.6 2.2.7 反应器(包括出入口烟道部分、第三层)设计阻力运行三年应≤1400Pa，氨逃逸浓度≤2.5mg/m3，反应器整体漏风≤0.4%。 2.2.8 反应器出入口烟道上可根据反应器具体布置及粉尘浓度确定是否设置灰斗，原则上反应器入口粉尘浓度≥50g/m3时，反应器入口烟道宜设计灰斗，减少高灰对催化剂的磨损或堵塞。 2.2.9 烟气粉尘浓度≤40 g/m3宜采用蜂窝催化剂，烟气粉尘浓度≥40 g/m3及＜50 g/m3宜采用蜂窝催化剂及板式催化剂，粉尘浓度≥50 g/m3宜采用板式催化剂。 蜂窝催化剂根据生产厂家自身配方、工艺水平、烟气条件进行蜂窝式催化剂的体积及孔数的选取，目前催化剂单元孔数可达到15孔，使蜂窝式催化剂更适应高粉尘浓度催化剂。 2.2.10 反应器截面积及结构设计应适合蜂窝及板式催化剂互换。 2.2.11吹灰器的选型：烟气粉尘浓度≤40 g/m3宜采用声波吹灰器，烟气粉尘浓度＞40 g/m3及高CaO含量的粉尘宜采用声波及蒸汽的联合吹灰方式。 2.3 相应其它设备的改造 在省煤器与空预器之间进行脱硝系统改造同时需要进行其相关设备的改造，如脱硝改造要相应增加省煤器灰斗飞灰输送、反应器出入口灰斗飞灰输送、空预器系统、引风机等系统相应改造。 在脱硝系统改造引风机的同时要兼顾除尘改造、脱硫系统改造的阻力，如果电除尘器改造为袋式除尘器时可考虑场地不足时，将电除尘器第一电场空间留出做为脱硝反应器安装位置。 3 结语 由于GB13223-2011标准要求燃煤电厂烟囱入口的NOX排放浓度限值为100mg/m3（广西、重庆、四川、贵州执行200mg/m3限值），对原有锅炉增加了改造布置、设计选型难度及复杂性，由于脱硝改造的设计选取没有严格的界限划分，脱硝改造应具体问题具体分析，对脱硝改造及其各类技术组合的选取需详细论证。 |
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