燃煤机组氮氧化物的探讨与措施

马永峰

【摘 要】介绍了320MW燃煤锅炉脱硝系统的结构，脱硝工艺原理、脱硝出口氮氧化物不达标、脱硝性能指标进行分析探讨并提出具体措施。

【关键词】燃煤机组；氮氧化物；SCR反应器；出口Nox；控制措施

0 前言

淮北国安電力有限公司的1、2号机组为引进型320MW燃煤发电机组，公司一期工程两台320MW机组锅炉是采用了美国CE公司的引进技术。锅炉为亚临界、一次中间再热、自然循环、全悬吊、半露天布置、平衡通风、固态排渣、燃煤汽包锅炉。采用四角切圆燃烧、热风送粉。为了响应国家环保政策，适应电力市场发展需要。为应对“十二五”期间火电行业的NOx控制要求，电厂对2台锅炉采取LNB+SCR相结合的NOx污染治理措施。于2013、2014年在#1、2机组检修时，对锅炉烟气侧增加了脱硝系统。公司脱硝采取选择性催化还原法（SCR），SCR反应器采用高灰型工艺布置在锅炉省煤器与空预器之间。每台机组的反应区各配备2台稀释风机（一用一备），由氨区来的氨气喷射到氨空气混合器中与稀释空气进行混合，混合后的空气-氨气混合物通过喷氨格栅送入SCR反应器（每台锅炉2个），被均匀地喷射到烟气中，经过布置在反应器内的催化剂区时烟气中的NOx与氨气反应生成氮气和水，达到去除烟气中NOx的目的。

由于采用的是选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，为了避免催化剂模块被堵塞，我们采用了蒸汽吹灰器定时对催化剂模块进行吹灰。脱硝反应区左右两侧分别布置了两层蒸汽吹灰装置，每层都设有蒸汽吹灰器，在运行过程中轮流对催化剂模块吹扫。经过近几年的运行，加之设备老化，反应器处理效果不好，导致脱硝出口氮氧化物已经跟不上环保要求。本文从脱硝工艺原理和工艺介绍、反应器本身尺寸结构、性能指标，以下方面作一浅析，并提出了具体的防范及改进措施。

1 脱硝工艺原理和工艺介绍

通常所说的氮氧化物NOx有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中NO和NO2是重要的大气污染物。烟气中NOx主要含量为NO，有极少量的NO2。

化学反应式如下：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

NO+2NO2+6NH3→2N2+3H2O

6NO+4NH3→6H2O+5N2

在有水的条件下，SCR中未参与反应的氨会与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵（NH4HSO4）与硫酸铵（NH4）2SO4等一些不希望产生的副产品。其副反应过程为：

2SO2+2O2→2SO3

2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

SCR反应器本身尺寸结构：

（1）采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，工艺系统按SCR入口NOx浓度550mg/Nm3、处理100%烟气量及最终NOx排放浓度不大于100mg/Nm3进行设计。并应有一定的余量。

（2）催化剂采用蜂窝，按“2+1”模式布置，备用层在最下层，催化剂支撑梁的层间高度不小于3.3米。

（3）SCR反应器座落于独立钢架结构上，最大限度减少脱硝装置荷载对锅炉本体钢架结构的影响。SCR反应器规格（长×宽×高）11.89m×6.978m×10.4m，在SCR进口烟道设灰斗，烟道、导流、整流及支撑钢梁等采取防积灰措施，出口烟道倾斜角不小于30°。催化剂采用蜂窝式，配置耙式半伸缩蒸汽吹灰器。

2 性能指标

在机组160～320MW正常运行负荷范围内，初装两层催化剂时，脱硝装置须同时满足脱硝效率、NOx排放浓度、氨逃逸、SO2/SO3转化率、烟气温降及系统压降等性能指标。SCR装置在入口烟气温度300～370℃条件下持续、安全地运行，并确保净烟气中的NOx含量符合最初设计要求。

工艺系统按SCR入口NOx浓度550mg/Nm3、处理100%烟气量及最终NOx排放浓度不大于100mg/Nm3进行设计。并应有一定的余量。

采用液氨作为脱硝还原剂，2台机组的烟气脱硝系统共用一套液氨储存、制备与供应系统。稀释风机应能适应锅炉160～320MW负荷下的正常运行，风量裕度不低于10%，风压裕度不低于20%。为每台SCR反应器配一套文丘里型稀释风量测量装置。

SCR装置应能适应锅炉的负荷变动，包括负荷变化速度和最小负荷，并能满足环保要求。整套系统及其装置应能够满足整个系统在各种工况下自动运行的要求，系统的启动、正常运行监控和事故处理应实现完全自动化。

3 控制措施及效果

原脱硝装置采用SCR工艺，按入口NOx浓度550mg/Nm3、出口NOx排放浓度不大于100mg/Nm3进行设计，已经不能满足环保要求，随着国家环保政策提出了燃煤机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。即在基准含氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3的要求，现有脱硝无法满足其要求，需对两台脱硝进行相关改造。

3.1 脱硝主要改造内容：

（1）反应器入口烟道扩宽改造，设置导流叶片，更换反应器内部整流格栅；

（2）反应器出口扩宽改造；

（3）反应器加高，同时反应器扩容1960mm；

（4）最下层催化剂增设3台蒸汽吹灰器，每层新增可调频旋笛式声波吹灰器；

（5）更换稀释风机；

（6）备用层+扩容部分的催化剂新增，并对原催化剂进行再生。

3.2 控制措施

针对NOx的生成机理，结合公司结构特点，降低NOx采取炉内脱硝以下具体措施：

3.2.1 采取分级配风燃烧方式

调整OFA（OFAA、OFAB）开度，减少燃烧区氧量、降低燃烧区域温度，达到降低NOx目的。

3.2.2 降低锅炉氧量

降低炉膛氧量，燃烧区域氧量减少，炉内温度降低，燃烧区域氧浓度降低，降低了空气中O2和N2高温下反应的可能性，同时降低燃料氮的中间产物与氧反应可能性，使得“热力”NOx和“燃料”NOx得到控制。

3.2.3 降低二次风箱差压

降低二次风箱与炉膛差压，即降低了辅助二次风速，使二次风混入一次风的时间滞后，从而使燃烧过程推后，降低了火焰温度（炉内温度），同时缩短了煤粉在着火区停留的时间，这也就达到了抑制热力NOx和燃料NOx生成的效果。

3.2.4 富燃料贫氧燃烧方式

采用缩腰型配风方式，这是因为主燃烧器区域的氧浓度降低，既能降低主燃烧区域的火焰温度，又能抑制燃料氮形成的中间产物与氧反应，所以热力NOx和燃料NOx都受到抑制。

3.3 改造效果

通过以上改造及具体措施，改造后脱硝能满足在#1、2机组任何负荷工况下，入口NOX在600mg/Nm3前提下，保证烟囱出口氮氧化物排放浓度≤50mg/Nm3。公司超净排放已完全达到环保标准，改造前烟囱出口氮氧化物排放浓度年平均75.77mg/Nm3，改造后烟囱出口氮氧化物排放浓度年平均16.74mg/Nm3。真正实现了超净排放，既享受了国家环保财政补贴也为公司长远发展奠定了基础。

【参考文献】

[1]王宁军，李强.脱硝运行规程Q/GO-ON，1，15，06：02-2014.

[责任编辑：朱丽娜]