基于降低氮氧化物排放量的鍋爐改造

樊 雄，顧鴻兵，倪金飛

（上海長興島第二發電廠，上海 201913）

上海市長興島第二發電廠1號、2號機組分別于1997年7月和12月投運。2008年1、2號機組因對外供熱的需要改造為抽凝機組，最大供熱能力60t／h左右。目前電廠主要以發電、供熱兩大系統服務于工業系統、居民、農業等。

65t／h煤粉鍋爐為室內布置，單鍋筒自然循環鍋爐［1］，采用“Π”型布置，型號是 UG-65-3.82／450-M4。鍋爐前吊后支，水力沖渣。制粉系統為鋼球磨中間儲倉式熱風送粉。本鍋爐采用四角直流式煤粉燃燒器。省煤器和空氣預熱器各為兩級交錯布置。空氣預熱器為鋼管式。構架采用鋼結構，按7度地震設防，鍋筒內部采用旋風分離器，過熱蒸汽溫度調節采用面式減溫方式調節，爐膛采用光管水冷壁。

鍋爐正常運行時NOx排放濃度在400mg／m3左右，根據最新《火電廠大氣污染物排放標準》，自2014年7月1日起，執行氮氧化合物排放濃度要求100mg／m3以下［2］。因此，必須對現有兩臺鍋爐進行脫硝改造，才能滿足最新火力發電NOx排放標準。

1 選擇性催化還原性

選擇性催化還原脫硝技術（Selective Catalytic Reduction，簡稱SCR）［3］是通過在煙氣中加入氨氣，在催化劑作用下，利用氨氣與NOx的有選擇性反應，將NOx還原成N2和H2O。近幾年來選擇性催化還原法（SCR）脫硝技術發展較快，其主要反應式為［4］：

在沒有催化劑的情況下，上述化學反應只是在很窄的溫度范圍內（850～1，100℃）進行，當溫度高于1100℃，氨氣會氧化成NO，而且NOx的還原速度也會很快下降；當溫度低于800℃，反應速度會很慢，NOx被還原的量很少，此時就需要添加催化劑。采用催化劑后，上述反應溫度可以在300～400℃之間進行，該溫度相當于省煤器與空氣預熱器之間的煙氣溫度。

SCR脫硝效率一般為70%～90%。影響脫硝效率有以下幾個主要因素：

（1）催化劑活性

在一定NH3／NOx和一定反應器尺寸條件下，催化劑活性愈大，氨氣與NOx反應愈劇烈，NOx還原量愈大，脫硝效率愈高。

（2）反應溫度

反應溫度在一定程度上決定了氨氣與煙氣中NOx的反應速度，同時也影響催化劑的活性。一般來說，反應溫度越高，脫硝效率也越高。

（3）煙氣在反應器內的空間速度

空間速度表示單位時間內、單位體積催化劑所能處理的煙氣量。催化劑空間速度愈大，表明催化劑的生成能力愈強。空間速度的大小取決于催化劑結構，決定反應的徹底性。空間速度越大，脫硝效率越高。

（4）催化劑類型、結構、表面積

對于選定的催化劑，結構越簡單，表面積越大，越有利于還原反應，也有利于脫硝效率的提高。由于SCR技術相對比較成熟，脫硝效率較高，因此在國外采用較多，尤其在大容量600MW及以上機組采用更多。

選擇性是指在催化劑的作用和在氧氣存在條件下，NH3優先和NOx發生還原脫除反應，生成氮氣和水，而不和煙氣中的氧進行氧化反應，與SNCR技術相比從而降低了氨的消耗。

除溫度外，NOx和NH3濃度也對反應過程有影響。當NOx和NH3濃度低的時候，反應相當緩慢。反應也受過量氧的影響。在有效反應溫度條件下，停留時間長，會產生更好的NOx還原效果。

SCR技術使用氨還原NOx過程與SNCR鍋爐內反應類似。但氨氧化和NOx脫除反應會同時發生時，這導致更多的NH3還原劑被消耗并且降低NOx反應效率。SNCR系統NH3氧化反應比SCR系統氧化反應速度更快。SCR系統反應溫度越高，氧化反應越明顯。

對SCR系統的限制因素因運行環境和工藝過程而變化。這些制約因素包括系統壓降、煙道尺寸、空間、煙氣微粒含量、逃逸氨濃度限制、SO2氧化率、溫度和NOx濃度，都影響催化劑壽命和系統的設計。SCR系統一般由氨的儲存系統、氨與空氣混合系統、氨氣噴入系統、反應器系統、旁路系統、檢測控制系統等組成。

對于一般燃油或燃煤鍋爐，其SCR反應器多選擇安裝于鍋爐省煤器與空氣預熱器之間，因為此區間的煙氣溫度剛好適合SCR脫硝還原反應，氨則被噴射于省煤器與SCR反應器間煙道內的適當位置，使其與煙氣充分混合后在反應器內與氮氧化物反應，SCR系統商業運行業績的脫硝效率約為80%～90%。

目前，SCR燃燒技術已經在嵩嶼、太倉四期、國電銅陵2號爐、外高橋三期、國電北侖三期等電廠燃煤鍋爐機組上成功運行，新建的機組也多采用SCR技術。

2 還原劑的選擇

根據SCR煙氣脫硝工藝的反應原理，SCR脫硝反應所需的還原劑為氨氣，其可以通過尿素、氨水或液氨三種化學原料之一獲取。

2.1 不同化學原料還原劑的比較

（1）尿素是人工合成的第一個有機物，是由液氨制造的農用肥料。作為還原劑，需要將其轉回到氨，再用于SCR系統。尿素轉氨系統是用尿素作為化學原料，避免了氨的運輸和大宗貯存所引發的風險，且安全防火間距要求低。因此，安全性較高，占地面積也較小。

尿素極易吸潮，當空氣中的相對濕度大于尿素的吸濕點時，它就會吸收空氣的水份而潮解。20℃時臨界吸濕點為相對濕度80%，但30℃時，臨界吸濕點降至72.5%，故尿素要避免在盛夏潮濕氣候下敞開存放。在使用前一定要保持尿素貯存于干燥環境，運輸過程中要輕拿輕放，防雨淋，貯存環境應通風良好。為防止尿素溶液結晶，尿素溶液貯存罐及其管系需考慮拌熱。

（2）氨水制氨當用于火電廠大容量機組脫硝系統時，因其使用量大，運輸成本較高，且煙氣脫硝用氣氨，所以，加熱汽化能耗大，運行成本在三者中也最高，國內主要用在燃機余熱鍋爐（例如北京鄭常莊、太陽宮燃機電廠等）的SCR煙氣脫硝系統，氨水采購濃度為25%，本廠機組容量小，氨水耗量較小（49L／h.機），因而其能耗與運輸成本與液氨、尿素相比也不會相差很多。

（3）液氨是SCR系統最早采用的脫硝還原劑，氨氣是可壓縮性有毒氣體，在一定壓力下為無色液體，具有高壓、易燃、易爆的特性。GB 12268—2012《危險貨物品名表》將液氨劃歸為第2.3類有毒氣體，危險物編號為1005。由于氨的毒性及其對人體存在的潛在危害性，所以，液氨的泄漏后果將非常嚴重。為此，在液氨的生產、運輸、儲存及使用過程中，除了采取必要的預防及防護措施，應嚴格依據國家、地方、行業制定的相關標準及規范進行設計、建設和管理。由于液氨是危險品，儲存地占地大，安全防火間距也大。

三者比較，氨水成本高不適用于小機組；尿素的轉換成本較高，考慮到本廠氨用量不大，且位置遠離市區、人口密度不太高，而氨源便利可靠，故采用液氨為脫硝還原劑。

2.2 液氨

（1）液氨的運輸和存儲

長興島第二發電廠脫硝選用液氨作為還原劑，規格為400kg鋼瓶，不設立儲罐，運輸方式為船運，由供貨商負責運輸。為保證臺風期間我廠脫硝設備運行，我廠氨站儲備最大容量設定為低于10噸，分3組，每組8瓶液氨接入系統，1組運行，2組備用。另16瓶用于運輸替換用。

（2）液氨的運輸

液氨鋼瓶由液氨鋼瓶運輸車通過船運到達位于長興島的電廠。在廠內利用起吊裝置將液氨鋼瓶卸至液氨鋼瓶貯存區，采用金屬軟管接入氨供應母管，輸送到液氨蒸發器內蒸發為氨氣，然后，由氨氣緩沖罐來控制一定的壓力和流量，與稀釋空氣在混合器中混合均勻，再送至脫硝系統。氨氣系統緊急排放的氨氣則排入氨氣稀釋罐中，用水吸收后排入廢水池，再經廢水泵送至電廠工業廢水處理系統處理。

具體工藝流程如下：

液氨鋼瓶運輸車→液氨鋼瓶貯存→氨氣制備→氨氣稀釋系統

（3）液氨的存儲

液氨貯存量為低于10噸，即需液氨鋼瓶400 kg約24只，可滿足2臺機組約18天的使用量。

鋼瓶組存放區需有防太陽輻射、臺風、暴雨等措施。四周安裝有工業水噴淋管線及噴嘴，當溫度過高時自動淋水裝置啟動，對鋼瓶自動噴淋降溫；當有微量氨氣泄漏時也可啟動自動淋水裝置，對氨氣進行吸收，防止氨氣污染。為了保證噴淋水源的連續性，需設計備用水源相互切換。

3 催化劑的選擇

催化劑主要有蜂窩式、板式和波紋板式三種形式，催化劑形式的比較見表1。

蜂窩式催化劑由于具有較大的比表面積，因而在同等工程設計條件下，需要的體積量較小，從而可以減小反應器尺寸，降低建設SCR脫硝裝置的初期投資成本。而板式催化劑由于具有相對大的開孔率，壓力損失就相對較小，可以節省一定的運行成本，同時從大開孔率的角度考慮，在高粉塵濃度的工況下，其抗堵塞性能也具有一定的優勢。目前，絕大部分SCR脫硝裝置都是采用此兩種型式的催化劑。而波紋板式催化劑只在一些燃氣機組以及少數小容量燃煤機組上有過一些使用業績，對于燃煤對其SCR催化劑的影響的運行經驗還有待時間驗證，而且由于其生產工藝不同于板式催化劑的軋壓式覆涂，而是采用浸蘸式覆涂的加工方式，因此會影響其耐磨性與強度。

表1 催化劑對比表

各種催化劑的特點：

蜂窩狀催化劑：比面積大，相同參數情況下，催化劑體積小，重量輕，適用范圍廣，內外介質均勻，市場占有率高。

板式催化劑：比面積小，相同參數情況下，催化劑體積較大，防堵灰能力較強，生產周期快，主要問題是上下兩個催化劑籃子之間的縫隙容易積灰，而且不容易清除，切割后裸露的金屬網容易發生腐蝕現象。

波紋板式催化劑：比面積居中，耐磨損能力較差，重量很輕，同樣存在上下兩個催化劑籃子之間的縫隙容易積灰的問題，市場占有率很低（不超過5%），多用于燃氣機組。

由于脫硝結構布置空間上的限制及各催化劑的特點，本廠選擇使用蜂窩狀催化劑。

4 SCR脫硝裝置改造

SCR煙氣脫硝技術對于一般燃煤鍋爐，其SCR反應器多選擇安裝于鍋爐省煤器與空預器之間的煙道（如圖1所示），因為此區間的煙氣溫度剛好適合SCR脫硝還原反應，氨被噴射于高溫省煤器與SCR反應器間煙道內的適當位置，使其與煙氣充分混合后在反應器內與氮氧化物反應。

圖1 SCR脫硝反應機理圖

4.1 鍋爐改造

圖2 鍋爐改造示意圖

對于75～410t／h煤粉鍋爐的脫硝改造工程中，根據鍋爐的各自熱力特性，其煙溫窗口的選取一般在高溫省煤器后、或高溫空預器中間、或高溫空預器后，其脫硝結構布置大都采用尾部煙道后引增加獨立鋼架安裝SCR，這對于小容量鍋爐來說其鋼結構造價太高［5］。對于小容量鍋爐，針對部分脫硝改造工程采用尾部受熱面下沉的方案，或將煙道下沉，從而降低造價。

脫硝煙溫窗口的選取為高溫省煤器后，鍋爐原設計煙溫為409.6℃，現場實測煙溫為320～350℃，同時兼顧鍋爐低負運行，其煙溫略低于脫硝要求的最佳煙氣溫度窗口。本次方案擬采用高溫省煤器旁通煙氣方法或適當減少高溫省煤器面積的方法提高其煙溫。高溫省煤器進口煙溫513／484℃（現場實測數據），若采用旁通煙道法，經初步計算其旁通煙氣量約為15%。若采用減少高溫省煤器面積的方法，經初步計算高溫省煤器管子縱向排數減少4排。采用以上兩種方案，其高溫省煤器出口煙溫可調整為360℃左右。考慮到尾部空間較小等的具體實際情況，本工程將采用適當減少高溫省煤器面積的方案，從而節省空間和減少本工程的投資成本。

鍋爐脫硝結構布置上采用將中、低溫預熱器合并移至0米層水平煙道，尾部堅井原高溫省煤器適當上移，高溫空預器及低溫省煤器整體下移，緊湊布置，使高溫省煤器與高溫預熱器之間空出6.5m以上的空間布置兩層催化劑。因考慮防止尾部煙氣中的硫酸銨和硫酸氫銨腐蝕，空預器的中低溫段采用搪瓷管空預器，臥式布置。經調整尾部煙道標高15 886mm（高溫省煤器通風梁下標高）至 標高9 577mm（高溫空預器煙道上接口處）可布置催化劑，空間約6 309mm高（詳見附圖），脫硝催化劑的布置須考慮檢修空間。

4.2 旁路系統改造

4.2.1 SCR脫硝裝置煙氣旁路系統

對于SCR的煙道旁路系統，設置的主要作用是：該旁路設置在省煤器出口，可將煙氣切換，使之不經過SCR反應器，直接進入空預器。

裝設SCR煙氣旁路的主要優點有：（1）該旁路主要用于鍋爐啟停時保護SCR裝置內的催化劑不受損壞，并且方便檢修SCR；（2）鍋爐低負荷運行時，煙氣溫度低于SCR的運行溫度，鍋爐啟停時煙氣溫度波動大，因此可以采用SCR旁路，防止SCR不投運時催化劑中毒和堵塞；（3）運行靈活。常時間在低負荷運行并達不到噴氨要求時，可以開啟旁路降低煙氣阻力，達到節能的目的；在鍋爐NOx濃度排放較低，能滿足有關排放指標時可旁路運行；旁路也可用于季節性運行的SCR系統，降低運行費用。

裝設SCR煙氣旁路存在的問題有：（1）增加投資，加大了布置難度；（2）SCR旁路必須要配備零泄漏擋板，煙氣泄漏也會導致催化劑鈍化；（3）加裝SCR煙道旁路后，當SCR停運時，會造成煙氣中水份冷凝，容易堵塞SCR催化劑。

因此，安裝SCR旁路主要是用在鍋爐需要經常啟停或長時間不用的情況下。由于SCR反應器本身壽命很長，SCR不需運行時只需停止注入氨氣即可，停止噴氨時，煙氣依然流經過反應器到空氣預熱器，對脫硝系統及整個電廠操作等無任何影響。國內已經投運的幾個工程中，嵩嶼、國華太倉四期、國電銅陵工程和現有設計的工程均未設置SCR煙道旁路系統，僅外高橋三期工程設置了SCR煙氣旁路系統［6］。綜上所述，長興島第二發電廠將不設SCR煙道旁路。

4.2.2 省煤器旁路系統

鍋爐低負荷運行時，當省煤器出口煙溫低于催化劑最低運行溫度時，要求設省煤器旁路。有兩種可采用的省煤器旁路系統，即部分煙氣旁路省煤器的煙氣側旁路以及給水繞過部分省煤器被分流的水側旁路。

增加省煤器旁路將引起如下問題：（1）旁路運行時降低鍋爐效率，增加煤耗及熱損失；（2）增加旁路煙道及擋板，增加脫硝系統投資和運行維護費用，旁路擋板可能積灰阻塞，影響系統運行；（3）省煤器旁路將造成進入SCR系統煙氣流場紊亂，降低總的脫硝效率；（4）該旁路需在鍋爐包覆開孔，對鍋爐煙溫和煙氣量都提出新要求，對鍋爐性能及熱平衡均有一定影響。

長興島第二發電廠鍋爐的日常運行負荷為12MW，對應鍋爐設計工況下上級省煤器出口煙溫為：409.6℃，根據實際運行數據，上級省煤器出口煙溫為：345℃（投磨運行）和320℃（停磨運行）。一般SCR催化劑能適應的運行溫度在300～420℃，省煤器出口的煙氣溫度基本能滿足SCR脫硝催化劑的運行要求，不設省煤器旁路。

5 結語

長興島第二發電廠脫硝工程采用尾部煙道加裝SCR脫硝工藝，脫硝效率可達80%以上，經本脫硝工程實施后，預期氮氧化物的年排放量可減少384噸／年（按6000小時／年計），為改善上海市的環境保護作出貢獻，具有較大的社會效益和環保效益。

［1］ 吳偉隆，等.鍋爐及鍋爐房設備［M］.北京：中國建筑工業出版社，2006.

［2］ 環境保護部關于實施《環境空氣質量標準》（GB 3095—2012）的通知（環發〔2012〕11號）.

［3］ 陳進生.火電廠煙氣脫硝技術：選擇性催化還原法［M］.北京：中國電力出版社，2008.

［4］ 高鳳，楊嘉謨.燃煤煙氣脫硝技術的應用與進展［J］.環境保護科學，2007，33（3）：11-13.GAO Feng.Application and development of technologies for flue gas denitration［J］.Environmental Protection Science，2007，33（3）：11-13.

［5］ 侯建鵬，朱云濤，唐燕萍.煙氣脫硝技術的研究［J］.電力環境保護，2007，23（3）：24-27.HOU Jian-peng，ZHU Yun-tao，TANG Yan-ping.Study on the removal of NOxfrom flue gas［J］.Electric Power Environmental Protection，2007，23（3）：24-27.

［6］ 王斌.SCR脫硝技術及其在燃煤電廠中的應用［J］.電力科學與工程，2003（3）：61-63.WANG Bin.SCR DeNOx technology and its application in coal-fired power plants［J］.Power Science and Engineering，2003（3）：61-63.