煤粉锅炉烟气超洁净排放脱硝工艺路线的比选

摘 要：煤粉锅炉NOx浓度没有达到超低排放要求，通过进一步升级提效，实现环保指标超洁净排放的目标，通过比选采用气相COA脱硝。

关键词：超洁净；干式脱硫；COA脱硝

兖矿新疆煤化工有限公司3×220t/h煤粉锅炉，炉内配置LNB+SNCR 脱硝技术，炉外采用干法脱硫脱硝除尘一体化工艺（第一代COA（液相）脱硝工艺），目标是控制锅炉烟气达到超低排放标准，即SO2浓度≤35mg/Nm3，NOx浓度≤50 mg/Nm3，烟尘浓度≤10mg/Nm3。目前SO2和烟尘浓度达到了超低排放标准，但NOx浓度没有达到超低排放要求，仍需进一步脱硝。

1 项目背景

1.1 LNB+SNCR脱硝技术改造情况

2014年9月，兖矿新疆煤化工有限公司对锅炉进行了脱硝技术改造。脱硝工艺采用成熟可靠的LNB+SNCR烟气脱硝工艺技术。

2015年10月，锅炉进行了168h性能考核，考核结果为锅炉出口NOx 浓度约125mg/Nm3。性能考核结果表明，LNB+SNCR脱硝改造项目NOx浓度没有降到100mg/Nm3的指标要求。主要原因为锅炉煤质发生变化，实际原始烟气NOx排放浓度远高于设计值，实测值601-631mg/Nm3，导致LNB+SNCR脱硝后NOx浓度达不到低于100mg/Nm3的要求。

2015年7月，兖矿集团公司为紧跟新疆政府关于超洁净排放技术在新疆的推广应用形势、适应未来更为严格的环保要求，考虑在目前正在建设的烟气净化装置，通过进一步升级提效，实现环保指标超洁净排放的目标，即大气污染物排放达到：

NOx<50mg/Nm3、SO2<35mg/Nm3、烟尘<10mg/Nm3。改造工作于2015年10月完成，装置经168h性能考核验收，SO2和烟尘浓度达到了超低排放浓度要求，但NOx浓度在50-80mg/Nm3，没有达到超低要求。由于一体化设施的入口NOx高，造成出口NOx超过50mg/Nm3，需进一步实施超低排放改造。

1.2 脱硫脱硝除尘一体化设施改造情况

2015年4月，进行“干法脱硫脱硝除尘一体化设施”改造项目，SO2浓度≤35mg/Nm3，烟尘浓度≤10mg/Nm3，NOx浓度≤100mg/Nm3。目前项目已验收合格，运行正常。

2 改造方案的选择

目前锅炉的脱硝方式有多种，本项目已配套低氮燃烧和选择性非催化还原技术（SNCR）法脱硝及液相COA，脱硝改造可选择的路线有：

对原有锅炉低氮燃烧器优化改造，但达不到超净要求。所以，低氮燃烧提效改造排除。

增设选择性催化剂还原（SCR）装置、增设气相COA脱硝装置。

2.1 SCR脱硝

选择性催化还原（SCR）工艺主要是在一定温度（280～420℃）和催化剂存在的情况下，向烟气中通入还原剂NH3，将烟气中的NOx还原为无害的氮气（N2）和水（H2O）。它是目前国内外应用最为成熟的烟气脱硝工艺。其主要反应如下：

4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O

8NH3+6NO2=7N2+12H2O

4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O

SCR投資和运行成本都较高，尤其是对于现有锅炉改造，不仅改造投资成本高，且改造周期长，对生产影响大。

嵌入式即采用锅炉尾部烟道作为反应器，通过对省煤器、空预器等移位改造，腾出足够的催化剂安装空间，用于架设一层催化剂。

2.2 气相COA脱硝

利旧现有循环流化床干法脱硫除尘一体化装置，另外增设气相氧化剂制备及喷射系统。通过添加强氧化剂，促进烟气中不溶于水的NO（占烟气氮氧化物的95%）转化为易溶于水的NO2，在吸收塔内溶解吸收，从而实现氮氧化物的脱除。

3 结论

从以上对比可以看出，两种改造方案均可满足环保要求，但SCR改造涉及的投资和运行费用均高于气相COA工艺，经济性指标不佳。

此外，SCR改造需要长期的停炉时间，且由于催化剂的加入会将SO2转化为SO3并与逃逸氨反应生成硫酸氨和硫酸氢铵，易造成空预器积灰堵塞和腐蚀且系统阻力增加较大，影响机组运行安全。

综合考虑采用增加气相COA脱硝工艺。

参考文献：

[1]侯长江，田京雷，臭氧氧化脱硝在烧结烟气中的应用研究[C].2017京津冀及周边地区钢铁行业废气排放深度治理和利用技术交流会论文集，2017.

[2]李海斌.低氮燃烧结合SCR脱硝方案论证[J]热力发电，2013（06）.

[3]杨青山.火电厂“超洁净排放”改造应对策略研究及问题分析[j].电力科技与环保，2015（8）.

作者简介：

常淑华（1976- ），女，汉族，黑龙江讷河人，工程师，技术主管，学士，2003年本科毕业于黑龙江科技大学化学工程与工艺专业，现从事煤化工热电工艺方面工作。