300 MW CFB锅炉SNCR+SCR深度脱硝性能研究

2020-07-08李克章惠建飞

洁净煤技术 2020年3期

马涛，茹宇，李克章，惠建飞，朱海，李萌

(1.秦皇岛秦热发电有限责任公司，河北秦皇岛 066000；2.中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司，北京 102209)

0 引言

鉴于日趋严峻的能源形势背景，发展传统燃煤锅炉将受到限制。循环流化床锅炉是一种清洁煤燃烧技术，具有燃烧效率高、燃料适应性广泛、污染物排放强度低、负荷调节性能好以及可高效综合利用资源等优势，已广泛应用于国内外发电行业[1-3]。随着环保形势日益严峻，循环流化床锅炉需要提高烟气处理技术，如进行超低排放改造等。针对NOx的排放，火力发电厂的控制方法主要有2类，一是低NOx燃烧技术，即在燃烧过程中减少NOx的生成[4-5]；二是烟气脱硝技术，即从烟气中脱除生成的NOx[6-8]。火电厂大规模应用的烟气脱硝技术主要包括选择性非催化还原法(Selective non-catalytic reduction，SNCR)、选择性催化还原法(Selective catalytic reduction，SCR)和SNCR/SCR联合脱硝技术[8-10]。

张其良等[11]、马大卫等[12]对1台超低排放改造后煤粉炉机组的脱硝反应器性能进行研究，发现SCR改造后需进行流场优化、喷氨优化调整试验，从而有效改善NOx分布均匀性、降低氨逃逸。张杨等[13]针对SCR和SNCR应用于“W”火焰锅炉实现NOx超低排放的技术难点、边界条件等进行了论述，提出了“W”火焰锅炉NOx超低排放技术路线。唐树芳等[14]针对某六角切圆的超高压自然循环煤粉锅炉进行了现场试验测试，研究了六角切圆煤粉锅炉在超低排放改造后脱硝进出口NOx分布及出口逃逸氨浓度的特点。目前关于SCR改造的研究主要针对传统煤粉锅炉，鲜见流化床锅炉。由于流化床锅炉烟气温度水平较煤粉炉低，而温度是影响SCR反应的重要因素[10,15-16]。因此煤粉锅炉的SCR改造研究对流化床锅炉的参考意义不大。

河北某320 MW流化床机组为控制NOx排放，同时采用炉内空气分级的低氮燃烧技术与SNCR烟气脱硝技术，低负荷下NOx排放浓度约为35 mg/Nm3，脱硝效率85%～89%。由于日益增大的环保压力，京津冀地区要求NOx排放低于30 mg/Nm3，该联合脱硝技术已不能满足环保要求，因此该厂进行深度脱硝改造增加SCR脱硝系统。基于该工程改造项目，本文进行了改造前后的锅炉性能试验，研究了改造后SCR的脱硝性能及其影响因素，并测试锅炉效率，以期为流化床锅炉的脱硝超低排放改造提供参考。

1 锅炉基本情况

1.1 模型描述

该2×320 MW循环流化床(CFB)锅炉东方锅炉股份有限公司采用引进Alstom技术设计制造的1 025 t/h亚临界、中间再热、汽包式循环流化床锅炉，型号为DG1025/17.4-II1。锅炉为亚临界压力中间一次再热、单汽包自然循环。锅炉主要性能指标见表1。

表1 锅炉主要性能参数

锅炉炉膛为裤衩型结构，所用分离器为高温绝热旋风分离器。4台旋风分离器以H型左右对称布置在炉膛两侧，每台旋风分离器下方均按次序布置1台回料器、1台外置式换热器及1台冷渣器。外置换热器用于调节床温与再热蒸汽温度。

1.2 试验样品

设计煤种来自开滦煤矿的劣质煤，校核煤种为蔚洲煤，煤种煤质特性分析见表2，入炉石灰石特性见表3。锅炉燃用煤种为低硫煤，煤质较差，挥发分和发热量较低，适合使用流化床锅炉燃烧。入炉石灰石纯度约为90%，纯度较低，但由于锅炉尾部还设置有海水脱硫装置，因此石灰石纯度可以满足脱硫要求。

表2 设计及校核煤种特性

表3 入炉石灰石特性

1.3 烟气脱硝系统

锅炉改造前使用SNCR烟气脱硝技术，于炉膛出口水平烟道布置12根喷枪，脱硝剂为稀释后的尿素。改造方案为增加SCR脱硝系统，SCR反应器水平布置于省煤器后、空预器前的烟道内，SCR反应器本体内装有1层板式催化剂，混合好的烟气与氨进入反应器本体后，在催化剂的催化作用下烟气中NOx与氨进行氧化还原反应，生成N2和水，达到脱硝的目的，改造系统如图1所示。

图1 改造系统Fig.1 System diagram after transformation

2 结果与讨论

2.1 改造前后温度场

2.1.1改造前空预器入口温度场

为了对SCR反应效果做出预估判断，在SCR安装位置上，即空预器入口进行低负荷下的温度场测量，结果如图2所示。

图2 空预器入口温度场Fig.2 Temperature field at inlet of air preheater

SCR反应需要特定的温度区间[10,15-16]，实际运行中反应温度不能过低，否则造成硫酸铵及硫酸氢铵结晶现象，覆盖在催化剂表面，堵塞催化剂反应位点，降低其活性，因此SCR系统的温度水平应保持在280 ℃以上。

改造前160 MW负荷下，空预器入口平面最低温度为289 ℃，最高温度为311 ℃，平均温度为297.64 ℃。因此，改造前锅炉在低负荷下运行时能保证SCR反应温度窗口，但更低负荷下需注意烟气温度水平，可能出现逃逸氨生成硫酸铵或硫酸氢铵结晶堵塞空预器的情况[17]。

由图2可知，空预器温度场高温核心偏向左侧，因此预测安装SCR装置后，NOx出口浓度分布也会呈现不均匀的现象，由于左侧温度偏高，因此预测NOx浓度分布呈现左侧低、右侧高的趋势。

2.1.2改造后SCR入口温度场

温度是影响SCR系统的脱硝能力的关键因素，改造后SCR系统入口烟气温度场如结果如图3所示。

图3 SCR入口温度场Fig.3 Temperature field at SCR inlet

120 MW下，最低温度为244 ℃，最高温度为275 ℃，平均温度为268.11 ℃；240 MW下，最低温度为264 ℃，最高温度为298 ℃，平均温度为282.11 ℃；320 MW下，最低温度为275 ℃，最高温度为329 ℃，平均温度为309.53 ℃。

传统SCR反应的最佳温度窗口在320～420 ℃，拓展的SCR反应温度区间可达260～420 ℃。但锅炉实际运行中，由于烟气中含有酸性成分SOx，温度不能过低，否则不仅催化剂活性和整体脱硝效率下降，还会导致硫酸铵/硫酸氢铵结晶问题[10,15-16]。催化剂层平均温度应尽量控制在280 ℃以上(对应负荷不低于150 MW)，才能保证最低点烟温高与设计值。试验期间，240与320 MW负荷下SCR入口温度满足要求，但低负荷120 MW时烟气温度水平较低，尤其是局部温度低于250 ℃，需要严格控制运行时间，以防止过多的逃逸氨产生硫酸铵及硫酸氢铵。

由图3可知，SCR入口温度分布趋势为：烟道中心温度较高，而靠近炉墙外侧温度较低，整体上左侧高于右侧，温度在水平面上的不均匀将会影响SCR反应后NOx浓度分布，SCR出口NOx在右侧及靠近炉墙侧可能偏高。

2.2 改造后脱硝性能

通过网格法测量机组320、240及120 MW三个负荷下SCR反应器进出口水平面上NOx、O2浓度分布，具体见表4。数据用于脱硝效率计算，氨逃逸浓度为电厂热控运行数据。

表4 脱硝效率分析结果

由表4可知，120 MW下，SCR系统实际脱硝效率为40.08%，该负荷下实际的氨逃逸浓度达0.9 mg/Nm3；240 MW负荷下，实际脱硝效率为50.36%，此时氨逃逸浓度为0.6 mg/Nm3；满负荷320 MW下，脱硝效率达到72.48%，而氨逃逸浓度为0.7 mg/Nm3。低负荷下，由于温度低导致SCR效率下降，不足50%，脱硝效率的降低导致来自上游SNCR的氨气反应程度较低，因此氨逃逸浓度较高，但仍低于要求的最大氨逃逸值(1 mg/Nm3)。

SCR反应器内发生的SCR脱硝反应方程式为

(1)

(2)

(3)

(4)

影响反应效率的主要因素有烟气流速和烟气温度。不同负荷下烟气流速不同，高负荷烟气量大，在SCR反应器处烟气停留时间较短，但实际随负荷提高，SCR反应器脱硝效率明显提高，由低负荷下的40.08%提高至72.48%，这表明烟气温度是实际运行中决定SCR脱硝效率的主要因素，应特别关注SCR反应器处的烟温水平。

由表4可知，5号炉SCR脱硝装置的效率在40%～73%，低负荷脱硝效率低主要由于烟气温度低，考虑测试期间环境温度较低，而实际运行中深度调峰工况主要在夏季，气温升高10～20 ℃，相应入口烟温提升，脱硝效率更高。另外，由于烟气温度水平较煤粉炉低，因此本试验中SCR反应器的脱硝效率低于应用于煤粉炉的SCR反应器[9-10]。但在耦合上游的SNCR技术后，从最终排放值看，40%～100% BMCR工况下，满足NOx排放浓度低于25 mg/Nm3的改造目标，氨逃逸浓度也低于要求值，表明SNCR与SCR耦合良好。因此只要保证SCR入口温度高于280 ℃，即有50%左右的SCR脱硝效率。

SCR出口的NOx浓度分布如图4所示。可知出口处NOx分布并不均匀，在水平面上呈右侧高、左侧低的趋势，这与前文中依据空预器入口的温度分布结果所做出的预测一致。

图4 SCR进出口NOx浓度分布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据热控采集的连续运行数据计算得到，结果见表5。可知，改造后320 MW负荷下尿素耗量为279.09 kg/h；240 MW负荷下尿素耗量为110.61 kg/h；120 MW负荷下尿素耗量为177.83 kg/h。改造后高负荷下尿素耗量低于改造前，但由于低负荷下烟温较低，SCR脱硝能力略低，低负荷尿素耗量略高于改造前。改造后在不同负荷下尿素耗量均满足低于300 kg/h设计值的要求。由于设计耗量为对应排放25 mg/Nm3的控制目标，测试时控制排放为10.31 mg/Nm3以下，因此折算到设计工况尿素耗量会更低。综合分析认为，在相同排放数值下尿素耗量降低50%以上，节能降耗效果显著。

表5 尿素耗量

同等级300 MW煤粉炉所用SCR催化剂基本为2+1或2+0布置，即至少布置2层催化剂，且可能预留1层布置的空间，而本次改造SCR反应器所占空间相对较小；由于流化床锅炉设有旋风分离器，可将较大粒径飞灰分离送回炉膛，因此尾部烟道飞灰浓度一般低于煤粉炉，催化剂堵塞少，且仅有1层催化剂，催化剂更换成本较低。此外，该厂联合脱硝技术由于使用上游SNCR未反应的尿素热解氨气，SNCR与SCR耦合良好，尿素耗量也低于同等级的煤粉锅炉[18-19]，故该技术应用于CFB锅炉具有较大优势。