300 MW CFB鍋爐SNCR+SCR深度脫硝性能研究

馬 濤，茹 宇，李克章，惠建飛，朱 海，李 萌

(1.秦皇島秦熱發電有限責任公司，河北 秦皇島 066000；2.中國華能集團清潔能源技術研究院有限公司，北京 102209)

0 引 言

鑒于日趨嚴峻的能源形勢背景，發展傳統燃煤鍋爐將受到限制。循環流化床鍋爐是一種清潔煤燃燒技術，具有燃燒效率高、燃料適應性廣泛、污染物排放強度低、負荷調節性能好以及可高效綜合利用資源等優勢，已廣泛應用于國內外發電行業[1-3]。隨著環保形勢日益嚴峻，循環流化床鍋爐需要提高煙氣處理技術，如進行超低排放改造等。針對NOx的排放，火力發電廠的控制方法主要有2類，一是低NOx燃燒技術，即在燃燒過程中減少NOx的生成[4-5]；二是煙氣脫硝技術，即從煙氣中脫除生成的NOx[6-8]。火電廠大規模應用的煙氣脫硝技術主要包括選擇性非催化還原法(Selective non-catalytic reduction，SNCR)、選擇性催化還原法(Selective catalytic reduction，SCR)和SNCR/SCR聯合脫硝技術[8-10]。

張其良等[11]、馬大衛等[12]對1臺超低排放改造后煤粉爐機組的脫硝反應器性能進行研究，發現SCR改造后需進行流場優化、噴氨優化調整試驗，從而有效改善NOx分布均勻性、降低氨逃逸。張楊等[13]針對SCR和SNCR應用于“W”火焰鍋爐實現NOx超低排放的技術難點、邊界條件等進行了論述，提出了“W”火焰鍋爐NOx超低排放技術路線。唐樹芳等[14]針對某六角切圓的超高壓自然循環煤粉鍋爐進行了現場試驗測試，研究了六角切圓煤粉鍋爐在超低排放改造后脫硝進出口NOx分布及出口逃逸氨濃度的特點。目前關于SCR改造的研究主要針對傳統煤粉鍋爐，鮮見流化床鍋爐。由于流化床鍋爐煙氣溫度水平較煤粉爐低，而溫度是影響SCR反應的重要因素[10,15-16]。因此煤粉鍋爐的SCR改造研究對流化床鍋爐的參考意義不大。

河北某320 MW流化床機組為控制NOx排放，同時采用爐內空氣分級的低氮燃燒技術與SNCR煙氣脫硝技術，低負荷下NOx排放濃度約為35 mg/Nm3，脫硝效率85%～89%。由于日益增大的環保壓力，京津冀地區要求NOx排放低于30 mg/Nm3，該聯合脫硝技術已不能滿足環保要求，因此該廠進行深度脫硝改造增加SCR脫硝系統。基于該工程改造項目，本文進行了改造前后的鍋爐性能試驗，研究了改造后SCR的脫硝性能及其影響因素，并測試鍋爐效率，以期為流化床鍋爐的脫硝超低排放改造提供參考。

1 鍋爐基本情況

1.1 模型描述

該2×320 MW循環流化床(CFB)鍋爐東方鍋爐股份有限公司采用引進Alstom技術設計制造的1 025 t/h亞臨界、中間再熱、汽包式循環流化床鍋爐，型號為DG1025/17.4-II1。鍋爐為亞臨界壓力中間一次再熱、單汽包自然循環。鍋爐主要性能指標見表1。

表1 鍋爐主要性能參數

鍋爐爐膛為褲衩型結構，所用分離器為高溫絕熱旋風分離器。4臺旋風分離器以H型左右對稱布置在爐膛兩側，每臺旋風分離器下方均按次序布置1臺回料器、1臺外置式換熱器及1臺冷渣器。外置換熱器用于調節床溫與再熱蒸汽溫度。

1.2 試驗樣品

設計煤種來自開灤煤礦的劣質煤，校核煤種為蔚洲煤，煤種煤質特性分析見表2，入爐石灰石特性見表3。鍋爐燃用煤種為低硫煤，煤質較差，揮發分和發熱量較低，適合使用流化床鍋爐燃燒。入爐石灰石純度約為90%，純度較低，但由于鍋爐尾部還設置有海水脫硫裝置，因此石灰石純度可以滿足脫硫要求。

表2 設計及校核煤種特性

表3 入爐石灰石特性

1.3 煙氣脫硝系統

鍋爐改造前使用SNCR煙氣脫硝技術，于爐膛出口水平煙道布置12根噴槍，脫硝劑為稀釋后的尿素。改造方案為增加SCR脫硝系統，SCR反應器水平布置于省煤器后、空預器前的煙道內，SCR反應器本體內裝有1層板式催化劑，混合好的煙氣與氨進入反應器本體后，在催化劑的催化作用下煙氣中NOx與氨進行氧化還原反應，生成N2和水，達到脫硝的目的，改造系統如圖1所示。

圖1 改造系統Fig.1 System diagram after transformation

2 結果與討論

2.1 改造前后溫度場

2.1.1改造前空預器入口溫度場

為了對SCR反應效果做出預估判斷，在SCR安裝位置上，即空預器入口進行低負荷下的溫度場測量，結果如圖2所示。

圖2 空預器入口溫度場Fig.2 Temperature field at inlet of air preheater

SCR反應需要特定的溫度區間[10,15-16]，實際運行中反應溫度不能過低，否則造成硫酸銨及硫酸氫銨結晶現象，覆蓋在催化劑表面，堵塞催化劑反應位點，降低其活性，因此SCR系統的溫度水平應保持在280 ℃以上。

改造前160 MW負荷下，空預器入口平面最低溫度為289 ℃，最高溫度為311 ℃，平均溫度為297.64 ℃。因此，改造前鍋爐在低負荷下運行時能保證SCR反應溫度窗口，但更低負荷下需注意煙氣溫度水平，可能出現逃逸氨生成硫酸銨或硫酸氫銨結晶堵塞空預器的情況[17]。

由圖2可知，空預器溫度場高溫核心偏向左側，因此預測安裝SCR裝置后，NOx出口濃度分布也會呈現不均勻的現象，由于左側溫度偏高，因此預測NOx濃度分布呈現左側低、右側高的趨勢。

2.1.2改造后SCR入口溫度場

溫度是影響SCR系統的脫硝能力的關鍵因素，改造后SCR系統入口煙氣溫度場如結果如圖3所示。

圖3 SCR入口溫度場Fig.3 Temperature field at SCR inlet

120 MW下，最低溫度為244 ℃，最高溫度為275 ℃，平均溫度為268.11 ℃；240 MW下，最低溫度為264 ℃，最高溫度為298 ℃，平均溫度為282.11 ℃；320 MW下，最低溫度為275 ℃，最高溫度為329 ℃，平均溫度為309.53 ℃。

傳統SCR反應的最佳溫度窗口在320～420 ℃，拓展的SCR反應溫度區間可達260～420 ℃。但鍋爐實際運行中，由于煙氣中含有酸性成分SOx，溫度不能過低，否則不僅催化劑活性和整體脫硝效率下降，還會導致硫酸銨/硫酸氫銨結晶問題[10,15-16]。催化劑層平均溫度應盡量控制在280 ℃以上(對應負荷不低于150 MW)，才能保證最低點煙溫高與設計值。試驗期間，240與320 MW負荷下SCR入口溫度滿足要求，但低負荷120 MW時煙氣溫度水平較低，尤其是局部溫度低于250 ℃，需要嚴格控制運行時間，以防止過多的逃逸氨產生硫酸銨及硫酸氫銨。

由圖3可知，SCR入口溫度分布趨勢為：煙道中心溫度較高，而靠近爐墻外側溫度較低，整體上左側高于右側，溫度在水平面上的不均勻將會影響SCR反應后NOx濃度分布，SCR出口NOx在右側及靠近爐墻側可能偏高。

2.2 改造后脫硝性能

通過網格法測量機組320、240及120 MW三個負荷下SCR反應器進出口水平面上NOx、O2濃度分布，具體見表4。數據用于脫硝效率計算，氨逃逸濃度為電廠熱控運行數據。

表4 脫硝效率分析結果

由表4可知，120 MW下，SCR系統實際脫硝效率為40.08%，該負荷下實際的氨逃逸濃度達0.9 mg/Nm3；240 MW負荷下，實際脫硝效率為50.36%，此時氨逃逸濃度為0.6 mg/Nm3；滿負荷320 MW下，脫硝效率達到72.48%，而氨逃逸濃度為0.7 mg/Nm3。低負荷下，由于溫度低導致SCR效率下降，不足50%，脫硝效率的降低導致來自上游SNCR的氨氣反應程度較低，因此氨逃逸濃度較高，但仍低于要求的最大氨逃逸值(1 mg/Nm3)。

SCR反應器內發生的SCR脫硝反應方程式為

(1)

(2)

(3)

(4)

影響反應效率的主要因素有煙氣流速和煙氣溫度。不同負荷下煙氣流速不同，高負荷煙氣量大，在SCR反應器處煙氣停留時間較短，但實際隨負荷提高，SCR反應器脫硝效率明顯提高，由低負荷下的40.08%提高至72.48%，這表明煙氣溫度是實際運行中決定SCR脫硝效率的主要因素，應特別關注SCR反應器處的煙溫水平。

由表4可知，5號爐SCR脫硝裝置的效率在40%～73%，低負荷脫硝效率低主要由于煙氣溫度低，考慮測試期間環境溫度較低，而實際運行中深度調峰工況主要在夏季，氣溫升高10～20 ℃，相應入口煙溫提升，脫硝效率更高。另外，由于煙氣溫度水平較煤粉爐低，因此本試驗中SCR反應器的脫硝效率低于應用于煤粉爐的SCR反應器[9-10]。但在耦合上游的SNCR技術后，從最終排放值看，40%～100% BMCR工況下，滿足NOx排放濃度低于25 mg/Nm3的改造目標，氨逃逸濃度也低于要求值，表明SNCR與SCR耦合良好。因此只要保證SCR入口溫度高于280 ℃，即有50%左右的SCR脫硝效率。

SCR出口的NOx濃度分布如圖4所示。可知出口處NOx分布并不均勻，在水平面上呈右側高、左側低的趨勢，這與前文中依據空預器入口的溫度分布結果所做出的預測一致。

圖4 SCR進出口NOx濃度分布Fig.4 Distribution of NOx concentration at SCR inlet and outlet

2.3 改造前后尿素耗量

SCR改造后的尿素消耗量根據熱控采集的連續運行數據計算得到，結果見表5。可知，改造后320 MW負荷下尿素耗量為279.09 kg/h；240 MW負荷下尿素耗量為110.61 kg/h；120 MW負荷下尿素耗量為177.83 kg/h。改造后高負荷下尿素耗量低于改造前，但由于低負荷下煙溫較低，SCR脫硝能力略低，低負荷尿素耗量略高于改造前。改造后在不同負荷下尿素耗量均滿足低于300 kg/h設計值的要求。由于設計耗量為對應排放25 mg/Nm3的控制目標，測試時控制排放為10.31 mg/Nm3以下，因此折算到設計工況尿素耗量會更低。綜合分析認為，在相同排放數值下尿素耗量降低50%以上，節能降耗效果顯著。

表5 尿素耗量

同等級300 MW煤粉爐所用SCR催化劑基本為2+1或2+0布置，即至少布置2層催化劑，且可能預留1層布置的空間，而本次改造SCR反應器所占空間相對較小；由于流化床鍋爐設有旋風分離器，可將較大粒徑飛灰分離送回爐膛，因此尾部煙道飛灰濃度一般低于煤粉爐，催化劑堵塞少，且僅有1層催化劑，催化劑更換成本較低。此外，該廠聯合脫硝技術由于使用上游SNCR未反應的尿素熱解氨氣，SNCR與SCR耦合良好，尿素耗量也低于同等級的煤粉鍋爐[18-19]，故該技術應用于CFB鍋爐具有較大優勢。

2.4 改造前后鍋爐效率

5號鍋爐于2019年10月改造期間安裝了SCR脫硝裝置，根據運行數據及電廠煤質等化驗結果，對改造后鍋爐進行了熱效率計算。改造前后不同負荷下的鍋爐熱效率的測試結果見表6。

表6 各工況鍋爐熱效率

由表6可知，不同負荷下鍋爐的各項熱損失中排煙和物理未完全燃燒熱損失占比最大。根據計算可知，各負荷下90%以上熱損失是由這2項熱損失帶來，這與文獻[20-21]得到的結論一致，這2項熱損失是影響鍋爐效率最主要的因素。排煙熱損失的主要影響因素為排煙溫度，鍋爐效率低于設計值的一個重要原因即排煙溫度較高。

改造前，160 MW負荷下，鍋爐效率為91.32%；220 MW負荷下，鍋爐效率為90.05%；320 MW負荷下，鍋爐效率為90.13%。根據現場試驗結果，160 MW低負荷下煙氣氧量偏高，飛灰燃燒較為充分，因此飛灰含碳量較低，相比于220和320 MW工況鍋爐熱效率略高。

改造后，120 MW負荷下，鍋爐效率為89.36%；240 MW負荷下，鍋爐效率為91.11%；320 MW負荷下，鍋爐效率為89.74%。試驗表明，改造后鍋爐效率基本不受影響。

3 結 論

1)機組滿負荷320 MW下，SCR反應系統的脫硝效率達到72.48%，對應氨逃逸濃度為0.7 mg/Nm3。40%～100%負荷下，NOx排放均低于25 mg/Nm3，均滿足“氨逃逸濃度不大于1 mg/Nm3”的要求。試驗結果表明SNCR與SCR耦合良好。

2)40%～100%負荷下的尿素耗量均低于同等級的煤粉鍋爐，其中滿負荷下的尿素耗量為279.09 kg/h。在相同排放數值下尿素耗量降低50%以上，節能降耗效果顯著。

3)改造后鍋爐效率基本不受影響。不同負荷下鍋爐的90%以上熱損失由排煙和物理未完全燃燒熱損失帶來，這2項熱損失是影響鍋爐效率最主要的因素。