循环流化床锅炉NOX超低排放改造

2019-03-19

纯碱工业 2019年5期

(江苏苏盐井神股份有限公司，江苏淮安 223200)

江苏苏盐井神股份有限公司5#炉为无锡华光锅炉股份有限公司制造的240 t/h高温高压循环流化床锅炉，采用石灰石炉内脱硫，设计排放标准为SO2≯400 mg/Nm3，NOX≯450 mg/Nm3。为降低污染物排放，后续进行了低氮燃烧改造、增设SNCR脱硝系统和碱渣湿法烟气脱硫系统，NOX原始排放降至200 mg/Nm3，经脱硝处理后的NOX排放浓度不大于100 mg/Nm3，SO2排放浓度不大于50 mg/Nm3，烟尘排放浓度不大于20 mg/Nm3，烟气排放可以满足国家重点地区排放要求，但不能满足锅炉超低排放标准的要求(即NOX≤50 mg/Nm3，SO2≤35 mg/Nm3，烟尘≤10 mg/Nm3)。因此，进行超低排放技术改造对保证锅炉合规排放具有现实意义，本改造方案为情况类似的CFB锅炉超低排放改造提供参考。

1 锅炉概况

1.1 锅炉基本特性

5#锅炉型号为：UG240/9.8-M6，高温高压，单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，全悬吊结构，全钢架π型布置。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是蜗壳式绝热旋风分离器，两侧旋风分离器入口水平烟道分别布置3支脱硝喷枪，喷入适量的氨水来去除烟气中的NOX，脱硝后的烟气依次经过尾部竖井烟道布置的两级四组对流过热器、过热器下方布置的二组光管省煤器及一、二次风空气预热器，由尾部烟道进入布袋除尘器经除尘后进入引风机，通过碱渣湿法脱硫装置脱硫后的净烟气经两级屋脊式除雾器去除雾滴后经烟囱排出。主要参数如下。

锅炉实际耗煤量 39.866 t/h(设计煤)

一、二次风量比 55/45

氧量 3.5%

烟气量(BMCR工况) 246 110 Nm3/h

循环倍率 25～30

FGD入口烟气温度 136 ℃

FGD入口烟气压力 1 300 Pa

FGD入口SO2原始浓度 1 887 mg/Nm3

NOX原始浓度 ≤200 mg/Nm3

烟尘原始浓度 39.2 mg/Nm3

除尘后烟尘浓度 ≤30 mg/Nm3

1.2 锅炉运行现状

1)运行床温偏高，明显高于设计值，远高于对降低NOX和SO2原始排放有利的床温890 ℃[1]。为降低床温，运行中保持较高的一次风量，一、二次风量比不符合设计要求。高床温和高一次风率运行均会导致NOX原始排放值升高，对减排不利。

2)入炉煤掺拌不均、高床温运行、白泥浆液品质差、脱硫效率降低等原因会导致一些工况下SO2排放超标，运行中会选择投用炉内石灰石脱硫系统。NOX的原始生成值随炉内石灰石粉投用量的增加而升高，对NOX达标排放不利。

3)脱硝系统运行中存在氨水消耗量大，氨逃逸高，脱硝效率低的问题[2]。

2 改造方案

对锅炉实际运行状况进行分析，针对运行中存在的问题，结合目前主流脱硝工艺，提出两套改造方案：

2.1 目前循环流化床锅炉烟气脱硝主要有以下几种工艺

2.1.1 SCR工艺

选择性催化还原(SCR)工艺原理：SCR技术是在金属催化剂作用下，以NH3作为还原剂，将NOX还原成N2和H2O。NH3不和烟气中的残余的O2反应，而如果采用H2、CO、CH4等还原剂，它们在还原NOX的同时会与O2作用，因此称这种方法为“选择性”。适当的催化剂可以在300～400 ℃的温度范围内有效进行。在NH3/NO=1的条件下，可以得到80%～90%的NOX脱除率。

优缺点分析，SCR技术脱硝效率高，对锅炉烟气NOX控制效果十分显著，特别对于煤粉炉普遍适用，同时占地面积小、技术成熟、易于操作，是我国燃煤电厂控制NOX污染排放的主要手段之一。

由于其脱硝反应在300～400 ℃的温度范围内，催化剂布置需要3.5～4.0 m左右的空间，我公司锅炉尾部烟道该温度区间在两组省煤器之间，原设计时没有预留布置空间，需要通过对竖井烟道受热面布置进行改造，腾出布置空间，或在烟道后置，这样占地面积大，布置也有一定困难。SCR系统运行中，普遍存在着容易积灰，烟道阻力大，引风机电耗增大，阻力大使锅炉安全运行周期变短，有因此而被迫停炉的案例，并且清灰难度大。同时SCR技术消耗NH3和催化剂(一般3年需要更换)，还存在运行费用高，设备投资大的缺点。

2.1.2 SNCR工艺

SNCR工艺原理：选择性非催化还原(SNCR)脱除NOX技术是把氨基的还原剂(如氨气、氨水或尿素等)喷入炉膛温度为850～1150 ℃的区域，与NOX发生还原反应生成N2和水。

SNCR还原NOX的反应对于温度条件非常敏感，炉膛上喷入点的选择，也就是所谓的温度窗口的选择，是SNCR还原NOX效率高低的关键。一般认为理想的温度范围为850～1150 ℃，并随锅炉类型的变化而有所不同。

优缺点分析，SNCR系统较简单，可以根据机组运行状况灵活处理，不受机组燃料和负荷的变化影响。施工周期短，SNCR对其他系统的维护运行(如空气预热器),不产生干扰及增加阻力。缺点是脱硝效率较低65%左右，低负荷时锅炉出口温度低会对脱硝效率产生影响。近年来，随着脱硝技术的进步，SNCR工艺在喷枪布置和脱硝剂选用等进行优化，脱硝效率进一步提高。

2.1.3 深度低氮燃烧技术，通过锅炉改造降低NOX原始排放浓度

随着国家的环保力度增大，各锅炉厂在锅炉设计、制造过程中越来越多的考虑到锅炉烟气排放的环保因素，在循环流化床锅炉采用低温燃烧、密相区欠氧燃烧、增加返料灰的循环倍率等技术，最新设计、制造出厂的锅炉，烟气中NOX的原始排放浓度可以降低到100 mg/m3以下，老锅炉在原来设计的基础上通过技术改造，也可以将NOX排放浓度在额定工况下，降低到150mg/m3以下，通过这种改造，降低锅炉NOX的原始排放浓度，对其达标排放有着显著的效果，同时可避免布置SCR所产生的运行成本高、锅炉能耗增大等缺点，存在的问题是对锅炉改造技术要求高，投资较大。

2.2 方案的选择

2.2.1 方案一：深度低氮燃烧改造+SNCR脱硝技术优化改造

深度低氮燃烧改造主要是对炉膛系统进行改造，加大炉膛受热面，增加炉膛受热面吸热量，有效降低炉膛床温，进一步降低NOX原始生成量，将5#炉NOX原始生成量≤200 mg/Nm3降低到≤150 mg/Nm3。

SNCR脱硝系统优化主要是通过提高雾化效果，使氨水与烟气更充分的混合，增加氨水与烟气的接触面积来提高脱硝效率，降低氨水耗量。

2.2.2 方案二：省煤器之间增设SCR脱硝系统

减少一组尾部省煤器，或将竖井烟道受热面进行改造布置，腾出SCR脱硝系统布置空间，或将烟道后置。

3 确定方案

方案二与方案一的不同之处是方案二不改造炉膛系统，而是对锅炉尾部竖井烟道进行改造，在两组光管省煤器之间增设SCR脱硝系统，烟气经SNCR系统脱硝后NOX排放浓度降低到100 mg/Nm3，再进入SCR系统进行二次NOX脱除，将NOX排放浓度降低到50 mg/Nm3以下。同时方案二不降低床温，没有减少NOX的原始生成量。没有降低排烟温度，相反排烟温度可能上升。改造时间一个月以上，改造投资成本不低。

方案一的炉膛系统改造工程量较大，初投资大，工期长，但是可以解决锅炉实际运行中床温高的问题，不但可以降低NOX的原始生成量，而且对降低SO2的原始排放有利，更有利于锅炉带负荷能力的提高，无后期运行维护成本。

方案二的实施受空间限制，需要将尾部竖井烟道的受热面进行重新布置；CFB锅炉烟气灰浓度较高，催化剂使用寿命短，后期运行费用高；由于催化剂的加入会将SO2氧化为SO3并与逃逸氨反应生成硫酸铵和硫酸氢铵，易造成空预器积灰堵塞和腐蚀，影响机组运行安全；氨水消耗量增加，运行成本升高；设备增多，运行调整和设备维护工作量增加。

综上所述，经多方面比较，此次5#锅炉的超低排放改造决定采用方案一的改造方案。根据以上两种脱硝工艺优缺点的比较，结合我公司锅炉和生产特点，兼顾环保达标排放的同时，降低生产运行成本锅炉节能提效，形成以下实施方案：对锅炉进行深度低氮燃烧改造，降低NOX的原始排放浓度，优化SNCR脱硝喷枪布置方案，保证NOX达到超低排放。同时通过受热面的增加，而增加了锅炉的吸热面，提高锅炉热能利用，降低锅炉的排烟温度，减少锅炉的排烟热损失，弥补因低氮改造使化学不完全燃烧热损失增大，达到节能提效，对企业的发展和经济性效益明显。本次改造锅炉温度、压力等主要参数不变，安全性上没有影响。

4 项目实施内容

4.1 锅炉本体改造

炉膛原断面尺寸为8 770 mm×6 610 mm，改造方案选择将炉膛宽度由8 770 mm加大至11 010 mm，单侧加大1 120 mm，炉膛深度不变，水冷屏不变，炉膛截面由57.92 m2增加至72.78 m2，炉膛受热面积增加，炉内吸热量增加。后墙水平烟道、水平烟道非金属膨胀节和分离器入口水平烟道进行重新设计更换。前后墙二次风管相应单侧增加1 120 mm，前后墙各增加4根二次风支管。水冷风室相应单侧加宽1 120 mm，风帽和接管增加16排。前墙水冷壁下集箱、后墙水冷壁下集箱和水冷壁上集箱重新制作加宽，下降管和顶部连接管相应改动并增加部分连接管。