熱電廠的脫硝改造

李廉明

（浙江物產環保能源股份有限公司，浙江 杭州 310003）

目前，燃煤鍋爐脫硝技術可分為兩大類：一類稱為爐內脫氮，其控制技術主要包括控制燃燒溫度、降低空氣預熱溫度、降低過量空氣系數、空氣分級燃燒、燃料分級燃燒等，這類脫硝技術的脫硝效率較低；另一類脫硝技術稱為尾部脫氮，主要包括選擇性催化還原法(SCR)和選擇性非催化還原法(SNCR)等技術，這類脫硝技術脫硝效率高。在目前環境背景下，只有采用SCR+SNCR深度脫硝技術，才能夠做到排放達標，為此，嘉興新嘉愛斯熱電有限公司采用了SCR+SNCR脫硝技術對現有燃煤機組進行了脫硝改造。

一、煙氣脫硝系統改造

嘉興新嘉愛斯熱電有限公司現有3臺220t/h燃煤循環流化床鍋爐，為達到環保排放標準，公司先后對3臺鍋爐進行了脫硝改造，以公司3#鍋爐為例，脫硝技術為SNCR＋SCR聯合脫硝，脫硝系統氨區公用箱罐為廠區內新建的氨區設備，反應區按1臺爐脫硝系統運行進行配置。

本脫硝系統SNCR部分包括氨水系統、除鹽水系統、計量分配系統和噴射系統。氨水和除鹽水先經過計量分配系統后被噴射進爐內。該部分采用20%氨水溶液作為還原劑，還原劑噴射系統使用雙流體霧化噴嘴，布置在旋風分離器入口煙道上，區域溫度范圍為850～950℃，高溫煙氣在分離器內有較長的停留時間，而且還原劑與煙氣在強旋流作用下混合良好，煙氣在此區域經過一次脫硝。

圖1 脫硝系統布置示意圖

對于SCR系統來說，選擇何種催化劑直接關系到脫硝效率的高低和運行的穩定性。目前，SCR系統常用的催化劑有板式催化劑和蜂窩式催化劑兩種。板式催化劑布置間隙大，壓降小，不易堵灰；蜂窩式催化劑布置緊湊，系統阻力大，容易造成飛灰堵塞、催化劑本體磨損等問題，但是其比表面積大、脫硝效率高。SCR的安裝位置一般在省煤器附近，該區域飛灰濃度高，無論采取哪種型式的催化劑，飛灰堵塞問題都不能完全避免。為此，通常在催化劑上布置吹灰器，吹灰器分為聲波式、壓縮空氣式、蒸汽式3種。如果采用蜂窩式催化劑，還可以通過增加單元格長度的方式來避免飛灰堵塞，但是這需要權衡積灰程度與比表面積的關系。

本次改造中SCR部分使用蜂窩式催化劑。為避免飛灰堵塞，在催化劑上布置了聲波吹灰器，并且在催化劑表面布置一層催化劑防磨層以延長使用壽命。催化劑層布置在爐膛尾部煙道內的原中溫省煤器位置，拆除原有中溫省煤器，為保證換熱面積，將原有光管式高溫省煤器和低溫省煤器改為H型省煤器。該區域溫度可達320～360℃，煙氣在此經過二次脫硝，整個脫硝系統流程如圖1所示。脫硝系統采用DCS控制，且并入脫硫DCS控制系統；系統出口設置煙氣在線自動監測系統，對煙氣脫硝后的NOx含量進行連續監測，同時對系統的氨逃逸量進行檢測。

新嘉愛斯熱電有限公司3#爐入爐煤的工業元素分析和發熱量如表1所示。

據設計原則，脫硝后NOx濃度不大于80mg/m3（干態，6%氧氣），必要時，氮氧化物排放值可在各個負荷下穩定在50mg/m3以下，系統氨逃逸≤2.5mg/m3。脫硝系統按照鍋爐額定蒸發量220t/h設計，脫硝系統試運過程中鍋爐實際蒸發量約為240t/h（平均值），實際NOx排放濃度 200～450mg/m3。

表1 煤的工業分析、元素分析和發熱量

經過精心調試，各個泵均能提供穩定的壓力及介質流量，流量自動控制準確；氨水及除鹽水耗量均小于設計值，噴槍霧化效果良好；各負荷下，催化劑性能良好，壓差及氨逃逸均優于要求值。在各相關鍋爐工況下，整套SNCR+SCR聯合脫硝系統正常，各項性能及指標均能滿足設計要求。本次試運脫硝系統在鍋爐超負荷工況下，系統脫硝后NOx平均排放濃度約為50～80mg/m3，氨逃逸小于1.0mg/m3，脫硝效率可以達到80%以上，均符合國家及行業標準、規范和系統最初設計要求（表2），且整體正常穩定運行滿168h。

表2 實際運行參數

二、改造中的問題

首先，整個煙氣脫硝系統占地面積大，設備投資和運行成本高。SCR系統運行成本的高低更多取決于催化劑的使用壽命。影響催化劑壽命的因素，一是催化劑載體機械強度，二是催化劑中毒失效，這些問題的妥善處置也是必須要考慮的。

其次，改造費用高，主要是更換了H型省煤器，一次投資成本高。另外，H型省煤器還增加了系統阻力，從而增加了引風機電耗和廠用電率。

最后，鍋爐內氨水的噴入量需要嚴格控制，以避免氨逃逸量增加帶來的問題。