燃煤电站锅炉SNCR+SCR联合脱硝工艺实践中的优化调整

苗长春

(酒钢集团能源中心,甘肃嘉峪关 735100)

1 概述

SNCR+SCR联用技术是指在烟气流程中分别安装SNCR 和SCR 装置。在SNCR 区段喷入液氨等作为还原剂，在SNCR 装置中将NOx 部分脱除；在SCR区段利用SNCR 工艺逃逸的氨气在SCR 催化剂的作用下将烟气中的NOx 还原成N2和H2O。采用SNCR+SCR联用工艺，脱硝效率可提高到80%～90%。

甘肃某电厂一期2×125MW 机组脱硝系统改造后正是采用低氮燃烧器、SNCR+SCR 联用脱硝技术对烟气进行NOx 脱除，不同之处在于，该电厂2×125 MW 机组SNCR 脱硝工艺采用的是炉前喷入经过稀释的尿素溶液，利用高温烟气对尿素溶液在炉内进行热解，再利用炉膛SNCR 反应降低了SCR 反应器入口NOx 浓度。由于该技术在甘肃省内属首次应用，亦没有同类型机组成熟的技术应用作为参考，在机组实际运行过程中，由于无法精确的控制氨氮摩尔比及SNCR 反应场温度，导致机组脱硝效率不高，同时，由于物价上涨，工业尿素单价持续上涨，生产直耗费用居高不下。

为此，该电厂2×125 MW 机组特成立SNCR+SCR 联合脱硝工艺调整优化攻关小组，通过优化锅炉燃烧及脱硝工艺调整，提高机组脱硝效率，降低生成直耗费用。

2 SNCR＋SCR 联合脱硝工艺优化调整试验

2.1 主燃烧区域温度控制调整试验

电站锅炉控制NOx 行之有效的手段主要是控制热力型NOx生成量，当炉内主燃烧区域t＜1500 ℃时,热力型NOx的生成量很少,而当t＞1500 ℃时，t每增加100 ℃,反应速率增大6～7 倍。此项试验主要目的是通过对锅炉二次风配比调节，在兼顾锅炉汽温调节、炉膛出口烟温控制、炉内结焦状况、锅炉烟气CO 含量及NOx 生成量等方面综合评价，找到该电厂2×125 MW 机组常用煤种在不同负荷下对应的最佳二次风配比，保证热力型NOx 生成量可控。

通过对该机组在100 MW 和125 MW 对应负荷下大量的二次风配比试验数据、炉内主燃烧区域温度水平及NOx 生成量整理分析。⑴在机组大负荷运行期间，由于炉内燃料量较大、燃烧强度较高，在控制炉膛出口烟气中CO 含量≤0.05%的前提下，保持最下层托底风在60%以上开度，通过调整限制各层喷燃器的二次风比例（30%～40%），相对提高了燃尽风比例，二次风配比呈现“束腰型”，可控制炉内主燃烧区域温度＜1250 ℃，达到了控制炉内热力型NOx 生成的目的。⑵在机组低负荷运行期间，由于炉内燃料量较小、燃烧强度较低，在控制炉膛出口烟气中CO 含量≤0.05%的前提下，保持最下层托底风在50%以上开度，通过调整适当开大各层喷燃器的二次风比例（40%～55%），相对降低了燃尽风比例，二次风配比近似于“腰鼓型”，仍然可控制炉内主燃烧区域温度＜1150 ℃，同样达到了控制炉内热力型NOx生成的目的。

2.2 燃尽风调整对NOx生成量的影响试验

此项试验主要目的是在机组保持负荷稳定、燃用煤种不变、尿素溶液喷射流量不变、炉内总风量等工况稳定的前提下，单纯地调节燃尽风挡板开度做试验，通过燃尽风与二次风所占比例的不同，在不影响炉内NOx 生成量大幅度升高的前提下，尽可能向炉内主燃烧区域多供风，降低炉内CO 含量，提高煤粉燃尽度，降低发电煤耗，减轻炉内水冷壁管高温腐蚀情况。同时，找到该机组燃尽风最小开度的警戒值，防止运行人员在调整过程中由于燃尽风量低于最低要求造成NOx 急剧升高，甚至造成NOx排放数值超标的环保事件。燃尽风调整对NOx 生成量的影响趋势见图1和图2。

图1 燃尽风调整对NOx生成量的影响趋势

试验结论：根据该机组燃尽风开度调整试验后的历史数据及各参数趋势图分析，燃尽风调节挡板SOFA1、SOFA2风门在50%以上开度时，对炉内NOx生成量无明显影响；开度在40%以下时，炉内NOx生成量会急剧升高。

针对这一情况，同时兼顾控制锅炉飞灰含碳量，该厂采取将1 号、2 号机组燃尽风调节挡板SOFA1、SOFA2 风门开度保持在80%～100%之间运行，燃尽风调节挡板SOFA1、SOFA2 风门50%开度为警戒开度，严禁风门开度低于50%。

2.3 确定最佳的尿素喷枪单枪流量试验

该电厂1、2 号机组是2013 年及2014 年相继实施的脱硫、脱硝（除尘）改造，当时脱硝系统改造采用的是SNCR+SCR 联用技术、炉前喷入尿素溶液对烟气进行NOx 脱除。最初设计尿素喷枪流量为268L/h，但是在实际运行过程中发现，由于尿素喷枪雾化风（压缩空气）压力不足，导致雾化效果不良，尿素喷枪中心出现水柱，尿素溶液与炉内烟气接触面积缩小，不但造成尿素浪费，而且尿素水柱容易直射到对面炉墙，使水冷壁管局部冷却，发生爆管事故。

图2 燃尽风调整对NOx生成量的影响趋势

为了解决这一难题并发挥出尿素溶液的最佳效果，通过分析制定方案及长时间的调整试验论证，最终得出尿素喷枪单枪流量控制在(200±20) L/h 时，雾化效果及与烟气反应效果可达最佳，此时脱硝反应器氨逃逸率可长时间保持在≤1×10-6以下，极大地降低了脱硝尿素耗量，提高了机组长周期安全稳定运行的可靠性。

2.4 最佳的尿素溶液配比浓度试验

该电厂自脱硝系统改造后，最初设计尿素溶液配比为每25 m3水配尿素10 t。在实际运行过程中发现，SCR反应器后氨逃逸较高，长期在(1.2～2.0)×10-6之间，每次停炉检修期间，尾部烟道及空预器内氨味很重，证明存在尿素浪费情况，这种方式长期运行势必会导致锅炉烟道各受热面及空预器、脱硝反应器的不稳定运行，而且该电厂在脱硝系统投产初期曾因为尿素溶液投入量及烟道温度控制不当，导致尾部烟道大量生成硫酸氰胺堵塞低温段管式空气预热器的恶性事故。

为此，尝试分阶段进行了降低尿素溶液配比浓度的试验，分别进行了8 t、7 t 及6 t 尿素配25 m3水的试验，最终，通过尿素耗量、脱硝效率及氨逃逸率等大量数据的对比分析，确定该电厂1 号、2 号机组脱硝系统尿素溶液最佳配比为7 t 尿素配25 m3水。

同时，在尿素喷枪分布上，打破了之前的惯性调整思路。之前值班员在调整时都是参照A、B 侧SCR 反应器的NOx 值，集中投运靠A 侧或者靠B 侧的尿素喷枪，试验过程中按照尿素喷枪在同一水平面上均匀分布的原则进行调整。通过降低尿素溶液浓度，增投尿素喷枪，增加稀释水量而不增加尿素用量，在实际试验过程中进行前后对比，总体上尿素单耗下降非常明显。

通过降低尿素溶液浓度，尿素喷枪在投运方式上的均匀分布，可以明显发现，在锅炉负荷相近，净烟气NOx 排放含量一致的情况下，尿素消耗量明显降低。

2.5 尿素喷枪组合运行方式试验

该电厂125 MW 机组脱硝系统改造后，设计机组负荷在80 MW 以上且脱硝SCR 反应器入口烟气温度≥310 ℃时，投入炉前一区尿素喷枪系统运行，试验期间，采取一区、三区尿素喷枪组合调整。考虑到三区尿素喷枪在锅炉竖井烟道入口处，距离反应器及空预器行程短，投入三区尿素喷枪会造成烟气湿度增加，有可能会造成锅炉尾部烟道受热面积灰加剧及氨逃逸升高，出于机组安全运行，当时选择距离检修期近的2号锅炉做试验。

三区尿素喷枪投入后，SCR 反应区氨逃逸率没有明显增加，烟道阻力也没有增加，净烟气NOx 下降幅度较大。待2 号机组停机检修后，进入吸风机风箱内检查，发现2 号锅炉吸风机入口调节挡板上有明显积灰，证明脱硝三区尿素喷枪投入后，对机组安全稳定运行有一定的影响，不建议长期投运。但是三区尿素喷枪的投入会在短时间内迅速降低锅炉NOx 排放浓度，所以，综合评估后可作为紧急状况下投运控制NOx的手段。

3 结束语

随着国家环保法律法规的不断完善，环保执行标准的不断严格，燃煤电厂电煤价格的不断攀升，燃煤电厂在今后将步履维艰，环保压力亦将越来越大。只有在传统工艺及操作上不断寻求突破和技术革新，将先进操作法应用到生产实际中，才能在未来的市场竞争中立于不败之地。同时，由于液氨储存站点作为国家管控的重大危险源点，在液氨的运输、储存以及使用过程中也存在较高的安全风险，国家相关部门已经提出燃煤电厂脱硝工艺需由液氨改造为尿素置换氨气工艺。预计，SNCR＋SCR联合脱硝工艺在燃煤电厂中的应用前景将越来越广。