燃煤電廠O3+SCR+SNCR聯合脫硝應用

黨梓睿 中國華電集團哈爾濱發電有限公司

一、公司概況

中國華電集團哈爾濱發電有限公司現有#1～#5共5臺鍋爐，#1～#3為220t/h煤粉爐，#4、#5為90t/h層燃爐。#1～#3煤粉爐脫硝采用SNCR，#4、#5層燃爐還未配備任何脫硝措施。#1～#5煤粉爐尾部煙氣進入聯合煙道進入石灰石-石膏濕法吸收塔內處理，共配備2個吸收塔，按#1和#2煤粉爐共用一塔、#3、#4、#5煤粉爐共用一塔設計，吸收塔前為聯合煙道并設有每個吸收塔原煙氣擋板門，運行時每個吸收塔原煙氣擋板門的可調節開關可控制#1、#2鍋爐煙氣是否與#3、#4、#5鍋爐煙氣混合后，根據吸收塔實際負荷工況再分配的方式進入吸收塔。

二、技術方案

目前進入工業應用的成熟的燃煤電廠煙氣脫硝技術主要包括SCR、SNCR和SNCR/SCR聯合脫銷技術。

1.SNCR煙氣脫硝技術是指在鍋爐爐膛溫度900～1100℃的范圍內噴入尿素或氨水等還原劑，將其中的 NOX選擇性還原成N2和H2O。SNCR脫硝工藝對爐膛溫度額要求十分苛刻，對鍋爐負荷變化適應性較差，對煤質多變、鍋爐負荷調整頻繁的燃煤電廠，其技術受到極大的限制。300MW以上鍋爐脫硝效率一般只有25～45%，SNCR煙氣脫硝技術只適用于老舊鍋爐改造，并且對NOX等大氣污染物排放要求不高的地域內。

2.SCR煙氣脫硝工藝是指在煙氣溫度300～420℃的范圍內噴入氨水或尿素作為還原劑，在催化劑的作用下與煙氣中的NOX發生選擇性催化反應生成N2和H2O。SCR煙氣脫硝技術有著效率高，可靠、成熟等優點，應用范圍廣，經濟合理，環境適應性強，特別用于入爐煤質多變、鍋爐負荷調整頻繁以及對大氣污染物要求較高的地區的燃煤鍋爐上使用。SCR脫硝效率一般可達90%以上，可將煙氣中的NOX排放濃度降至100mg/m3，甚至降到50mg/m3以下。

3.SNCR+SCR聯合脫硝工藝是指在爐內加裝SNCR和煙道上加裝SCR反應裝置。在SNCR區段噴入氨水（尿素）等還原劑做為脫硝劑，在爐內SNCR反應裝置中將部分的NOX進行脫除；在SCR部分利用SNCR工藝未反應完全NOX的在SCR催化劑的催化下將煙氣中的NOX直接還原成N2和H2O分子。該工藝是把SNCR工藝的低成本特點同SCR工藝的高效率以及極低的氨逸率有效相結合。SNCR+SCR聯合脫硝工藝目前在國際已有諸多成功案例，綜合脫硝效率可達75～90%。

4.活性分子脫硝分為三大部分：臭氧發生器、臭氧投加系統和氮氧化物吸收系統。O3發生器及煙氣混合反應裝置是整個脫硝工藝最為關鍵的技術組成。O3發生器系統利用大氣介質通過快速放電將高濃度純氧等離子體電離生成O3分子，在特殊設計的O3噴嘴通過噴射直接噴入FGD入口煙道的O3反應裝置，從而與煙氣進行瞬間混合，實現NOX、SO2等大氣污染物的充分且快速進行氧化還原反應，滿足NOX、SO2等大氣污染物在高濃度下污染物的脫除效率。活性分子脫硝超凈排放的工藝對現有燃煤鍋爐爐膛部分無需改造，僅設計在鍋爐尾部煙道裝設O3與鍋爐煙氣綜合反應器的布設，其輔助設備的安裝均在FGD入口煙道附近，對鍋爐吸風機和爐本體的正常運行沒有任何影響，且技術改造工程建設周期較短。活性分子脫硝可同大多數采用的濕法脫硫FGD系統的燃煤電廠進行NOX的反應吸收。

5.煙氣脫硝技術比較。

序技術方案SCR SNCR+SCR SNCR 活性分子脫硝1還原劑 液氨或尿素 液氨或尿素 液氨或尿素 O3項目號2反應溫度 300～420℃ 前段：900～1100℃后段：300～420℃ 900～1100℃ 90～150℃3催化劑 V2O5-WO3（MoO3）/TiO2 僅在SCR部分加裝 不使用 不使用脫硝效率 90%以上 75%～90% 25%～45% 95%以上5 4氧化 導致 SO2/SO3氧化 較 SCR低 不導致 O3投放量合理時，轉化率低6 NH3逃逸 ＜ 3 ppm ＜ 3 ppm ＜ 10 ppm 無7 空預器影響 易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蝕 影響較 SCR低 基本無影響 無影響SO2/SO3 8 燃料的 影響 1、磨損催化劑2、催化劑敦化 同SCR 無 無9 鍋爐的 影響 受省煤器出口煙氣溫度影響與 SNCR+SCR影響相同 無受爐膛內煙氣Vs、T及NOX的影響10 占地空間 較大，需增加催化劑反應器及液氨等儲備裝置較小，僅需配備尿素制備裝置，附屬設備較少小，基本不占用鍋爐區域空間較小，僅需建造制氧設備間。

三、技術路線

考慮到哈發公司1～3號燃煤鍋爐前期脫硝改造采用的是SNCR工藝技術，本項目1～3號燃煤鍋爐需要將NOX排放濃度控制在50mg/m3以下，以滿足最新超低排放要求。

若仍然采用原來單獨的SNCR技術，根據國內外200MW鍋爐應用情況，脫硝效率一般在40%左右，則排放濃度可以控制在198mg/m3左右，不能夠實現超低達標排放；

如果單獨采用SNCR/SCR技術，即保留原SNCR工藝，并在此基礎上新建SCR反應器，使用一層催化劑，聯用技術的脫硝效率按80%考慮，NOX排放濃度為66mg/m3，不能夠實現超低達標排放；

如果采用SNCR/SCR+活性分子脫硝技術，即保留原SNCR工藝，并在此基礎上新建SCR反應器，使用一層催化劑，聯用技術的脫硝效率按80%考慮，NOX排放濃度為66mg/m3，考慮一定裕量，然后再通過活性分子脫硝技術將NOX濃度由100mg/m3降至50mg/m3以內，從而可實現超低達標排放；

如果采用SCR催化劑脫硝技術，煙氣脫硝效率可以達到90%以上，能夠實現NOX排放濃度小于50mg/m3。

針對本次改造出口NOX排放濃度為50mg/m3的控制目標，相應煙氣脫硝效率須達到84.9%，因此建議本次脫硝改造可以采用兩種方案，方案一：采用SCR工藝；方案二：采用SNCR/SCR+活性分子脫硝技術工藝。

考慮到哈發公司地處哈爾濱市中心，為保證安全生產運行，必須放棄氨水作為還原劑。SNCR爐內脫硝技術的效果很大程度上受限于還原劑的穿透力，尿素溶液比氨水較難揮發，所以還原劑在爐膛內的穿透能力更強，可全面覆蓋整個鍋爐爐膛，煙氣脫硝效果相比其它脫硝還原劑更有明顯變化，而且哈發公司前期SNCR脫硝工藝還原劑采用的是尿素制氨水解工藝。此外氨水制氨運輸成本及運行成本高昂且安全穩定性較尿素差。綜合考慮，本項目選擇尿素作為還原劑。針對本項目，考慮到鍋爐運行時間較長，爐后空間狹窄，布置新增SCR反應器已較為困難，施工難度也較大，若再考慮在鍋爐本體附近新增熱解爐、稀釋風加熱系統等設備布置，空間布置及施工難度更大，且尿素制氨熱解工藝電耗較大，運行成本較高，該工藝并不適合哈發超低改造項目工程。而尿素制氨水解工藝其主要設備可布置在還原劑區，項目施工及設備布置均較為容易，且其投資成本較尿素制氨熱解工藝相差不大，但運行成本大大較低，綜合考慮，哈發超低改造項目推薦采用尿素制氨水解工藝。

四、結論

隨著我國對燃煤電廠污染物排放指標日益嚴格，氮氧化物治理變得更加迫切，哈發環保超低改造工程取得顯著成績，活性分子聯合脫硝技術以其高適應性、改造便捷經濟，無二次污染問題等優勢成為新興脫硝技術，即便國家出臺更為嚴格的污染物排放要求，聯合脫硝技術也可滿足其要求。