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200MW燃煤锅炉机组脱硝改造策略探讨

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200MW燃煤锅炉机组脱硝改造策略探讨

摘要：针对某电厂200MW锅炉机组脱NOx改造面临的问题，进行了全面的分析论证。首先针对200MW锅炉机组设计制造时期锅炉的NOx排放浓度控制在650mg/Nm3以内，该厂现场实测锅炉出口的NOx排放浓度约为400～700mg/Nm3。以机组SCR入口氮氧化物浓度450mg/Nm3 ，150 mg/Nm3作为减排目标，结合锅炉的结构特点、燃用煤种形式以及当前燃烧状况，提出了以炉内低NOx燃烧器改造与加装SCR脱硝装置相结合的改造策略，对低NOx燃烧器改造及加装SCR脱硝系统的可行性及其对锅炉运行影响进行了全面而系统的论证分析，研究结果可为脱硝改造决策提供可靠依据。

关键词：燃煤锅炉，脱硝改造，脱NOx，策略

0 前言

据《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》统计，2009年火电厂排放的NOx总量已增至860万吨，比2003年的597.3万吨增加了43.9%，约占全国NOx排放总量的35%～40%。国内权威机构研究分析表明，电源结构方面今后相当长的时间内将继续维持燃煤机组的格局。按照目前的排放控制水平，到2020年，我国火电厂排放的氮氧化物将达到1250万吨，电站锅炉成为主要的大气污染固定排放源之一。

2012年国家环境保护部正式颁布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），对于电厂烟尘、SO2及NOx物的排放有了更加严格的要求，要求现有火电厂污染物排放在2014年7月1日起需满足二氧化硫小于200毫克/立方米、氮氧化物小于200毫克/立方米、烟尘小于30毫克/立方米限值指标。

本文针对某厂200 MW燃煤锅炉脱硝改造问题，基于锅炉燃烧状况、燃煤状况、NOx排放水平等现状，根据NOx减排目标对脱硝改造方案进行技术论证，评估锅炉脱硝技术改造的最佳方案，研究结果可为该厂的脱硝改造决策提供可靠依据。

1 设备概况

1.1 锅炉形式及燃煤种情况

某厂#5锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的HG-680/13.7-YM2型炉，中间再热、自然循环、单炉膛、全悬吊露天布置、平衡通风、燃烧系统四角布置、切圆燃烧、固态排渣燃煤汽包炉，全钢构架，露天布置。制粉系统为中速磨正压直吹式，5台ZGM80N型磨煤机对应5层燃烧器。锅炉设计煤种为贵州盘江烟煤，近两年电厂机组燃用现在燃用煤种较杂，为适应煤炭市场，目前经常掺烧高挥发分、高硫份、高灰份、低热值、低灰溶点的煤种，实际用煤种（如硫份、氮份、热值等）与原电厂设计煤种存在一定差异，下表为该厂2011年全年实际运行煤种煤质成

分的基础上，按平均值折合了煤质，与及波动的数据。主力煤种印尼煤和山西烟煤。

2 NOx生成、控制机理及控制技术

2.1 NOx生成、控制机理

煤在燃烧过程中产生的氮氧化物主要是一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2），并且含有少量的N2O，统称为NOx。煤在燃烧过程中NOx的生成量和排放量与煤的燃烧方式，特别是燃烧温度、燃烧配风方式和过量空气系数等燃烧条件密切相关。氮氧化物的生成途径有以下三个：

热力型NOx （Thermal NOx）。燃料型NOx （Fuel NOx）。快速型NOx

（Prompt NOx）。

三种NOx在煤燃烧过程中的生成情况很不相同。快速型NOx所占比例不到5%；在温度超过1600℃时，热力型NOx的比例一般占总量30%以下，通常煤粉锅炉的燃烧温度大部分在1500℃以下，故对常规燃煤锅炉而言，NOx主要是通过燃料型的生成途径而产生的。因此，控制和减少NOx在煤燃烧过程中的产生，主要是抑制燃料型NOx的生成，并创造还原条件，使一部分生成的NOx还原为N2。

2.2 NOx排放控制技术

燃煤锅炉的NOx控制主要为炉内低NOx燃烧技术和炉后烟气脱硝技术两类。炉内低NOx燃烧技术主要通过控制燃烧气氛，利用欠氧燃烧生成的HCN与NH3等中间产物来抑制与还原已经生成的NOx。对于炉膛出口烟气中的NOx，可在合适的温度条件或催化剂作用下，通过往烟气中喷射氨基还原剂，将NOx还原成N2和H2O。

2.2.1 炉内低氮燃烧技术

2.2.2 炉后烟气脱硝技术

2.2.2.1选择性催化还原脱硝技术（SCR）

2.2.2.2选择性非催化还原（SNCR）/SCR混合技术

SNCR/SCR 混合法使用SNCR 尿素还原剂，利用在炉膛内的多余氨逃逸，有效地利用在后端较小体积的催化剂上。如此，加大了 SNCR 脱硝效率和还原剂利用率，同时减少SCR催化剂的使用容积量。减低SCR 的催化剂负担可以减少飞灰、压差、磨损、SO3 的问题。并且，混合法亦有占地空间小，成本低，在低负荷时，可仅操作SNCR，避免空预器（A/H ）受硫酸氢氨（ABS）阻塞，以及使用安全尿素还原剂的优点。

在现有的众多的NOx 控制技术中，SCR是最成功应用的方法，其技术成熟，脱硝效率高，因而得到广泛的应用。安装SCR装置，会对下游烟道设备产生负面影响，需要进行改造：SCR装置将增加烟道阻力约1 kPa，需要增加引风机压头；烟气中的SO2转化成SO3，空预器入口烟气中的SO3浓度增加，与逃逸的NH3反应生成高粘性的NH4HSO4，会加剧空预器冷端受热面的堵塞，需要对空预器受热面型式与材质进行改造。

经过多年研究与发展，燃煤锅炉的NOx控制技术已经比较成熟，国内外广泛采用的NOx控制技术主要有：炉内低氮燃烧技术（低NOx燃烧器、空气分级）、选择性催化还原（selective catalytic reduction，SCR）、选择性非催化还原（selective

noncatalytic reduction，SNCR）等。根据NOx控制要求不同，这些技术既可单独使用也可组合使用。

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电站燃煤锅炉SCR烟气脱硝喷氨优化控制分析

电站燃煤锅炉SCR烟气脱硝喷氨优化控制分析

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摘要: 污染是一个全球问题，它会导致温室效应，破坏臭氧层和形成酸雨。我们国家对 的排放做出了严格的限制。另一方面脱硝所用液氨的价格较贵，给对电厂的经济运行带来了挑战。锅炉脱硝系统的正常运行对于整个发电厂的环保和经济运行都有着非常重要的影响。本文通过对发电厂脱硝系统运行中存在的问题进行总结与分析,提出了一些有效的优化调整措施,希望在满足严苛环保要求下保持脱硝系统的经济运行。

关键词:脱硝系统；超净排放；精准喷氨

引言

为达到国家环保超净排放标准的严格要求(30万千瓦及以上公用燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保指标,即在基准氧含量6%条件下，氮氧化物排放浓度分别不高于50毫克/立方米),华能井冈山电厂一期两台30万千瓦燃煤机组采用选择性催化还原(SCR)工艺烟气脱硝系统,锅炉配置2台SCR反应器,采用纯度为99.6%的液氨做为脱硝系统的反应剂。SCR反应器布置在省煤器与空预器之间的高含尘区域。脱硝系统在机组并网运行期间保持连续运行，运行人员既要确保脱硝系统 出口浓度在标准要求之内，又要满足脱硝系统节约经济运行的要求。所以要对机组脱硝喷氨进行优化控制，实现精准喷氨，既满足于严苛的环保要求，又能节约液氨消耗的成本，助力我厂实现绿色节能型电厂的建设。

一 SCR脱硝系统简介

我厂一期锅炉烟气脱硝装置布置在炉外，呈露天布置，采用高粉尘布置的SCR工艺，即将SCR反应器布置在省煤器之后、空预器和电除尘之前。脱硝系统布置有三台稀释风机，一台运行，两台备用。氨气与空气混合后被喷入反应器中，与反应器中的氮氧化物发生反应。烟气中所含的全部飞灰和 均通过催化剂反应器， 的去除率可达到80%～85%。每台锅炉配置两台SCR反应器,采用蜂窝式催化剂,按“2+1”模式布置三层催化剂。SCR的化学反应机理比较复杂，催化剂选择性主要是指在有 的条件下 被 氧化，而不是被 氧化，SCR反应是选择性反应生成 ，而非其他的含氮氧化物。烟气脱硝系统运行应通过精准喷氨的控制同时达到超净排放和安全经济的目标。

电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术

电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术

电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术

摘要：随着我国可持续发展和国际环保理念的推动，作为我国的能源消耗最多及污染物排放量位列前茅的燃料电厂，需要对生产系统进行脱硫脱硝改造，对生产过程的烟气除尘技术进行优化，确保电厂生产过程的污染量得以降低，从而提高能源的利用效率。

关键词：电厂锅炉；脱硫脱硝；烟气除尘

引言

脱硫脱硝及烟气除尘技术具有高效、节能和环保等多种优点，设备原理较简易，被广泛应用于使用各类锅炉的企业。本文简单介绍了传统通用技术和港丰热电采用的锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术原理，期望对兄弟单位有助于进一步提高设备效率。

1燃煤脱硝技术概述

煤炭是我国工业生产和正常开采的一种易燃矿物油和重要燃料。在猛烈燃烧过程中，它产生了更多的一氧化二氮。主要有三种方法:快速氮氧化物反应。煤中的烃正离子群在热环境空气和环境空气中形成了氮氧化物。二是燃煤过程中产生大量热量的氮氧化过程。二是促进清洁空气中的氮和氧对二氧化氮产生不同反应；三是生产一氧化氮。强烈燃烧时，煤在高温下分解成正等离子体组合，然后在清洁空气中与二氧化碳反应，导致氮过程逐渐污染。基本上就是燃烧热烟气。当上述三种形式的氧化氮分开时，将危险气体直接转化为液体和液体元素将大大减少危险气体的逐渐形成。应用这些技术可以大大减少煤中的污染物，从而最终用于保护环境。

2锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术现状及优势

现阶段我国大部分使用锅炉的企业已经开始应用脱硫脱硝及烟气除尘技术，多数企业技术人员通过对锅炉设备的系统设计和调试，基本完成了脱硫脱硝及除尘的参与实现，同时企业投入大量的人力和资金对设备和技术进行改进。脱硝脱硫和烟气除尘在技术工艺应用方面并不复杂，经过漫长的技术革新，当前脱硫脱硝及烟气除尘技术完成了操作流程的简化和整体自动化操作的集成，有效减少工作人员的工作量，从而不需要企业耗费过多的人力和财力。通过控制酸碱度及操作温度就可以实现基础参数观测和控制，降低了企业成本支出。

浅析我厂对NOX的控制方法

浅析我厂对NOX的控制方法

浅析我厂对NOX的控制方法

摘要：简述脱硝硬件改造，NOX生成的机理及运行中如何调整控制NOX。

关键词：NOX控制

当前国家对氮氧化物的排放提出了高要求，我厂从2012年开始对NOX的排放已经采取了燃烧调整控制，脱硝系统、超低排放改造等手段，对燃煤机组NOX的排放控制不大于50mg\Nm3。对NOX控制总的来说可分为两部分，即硬件改造和运行调整来达到目的。

一、我厂脱硝系统硬件改造

我厂四台锅炉在几次大修中均进行了脱硝改造，分别采用了低氮燃烧技术和SCR脱硝法等两种技术。

锅炉燃烧系统低氮燃烧器改造：更换原有20只燃烧器，采用DRB-4ZTM（A/B层，底层）和AIREJETTM（C/D/E层）新型低NOX旋流燃烧器。将后墙C层2只燃烧器移至前墙C层，在前后墙燃烧器上方增加燃尽风OFA喷口，以实现分级燃烧，降低NOX值。

SCR法烟气脱硝的设备改造：锅炉布置两台SCR反应器，位于锅炉省煤器后空气预热器前，SCR反应器本体内装有两或三层蜂窝状催化剂，与氨充分混合的烟气进入反应器本体后，在催化剂的催化作用下烟气中的NOX与氨进行氧化还原反应，生成N2和水，达到脱硝的目的。

二．生产运行中调整控制NOX

从我厂四台机组前期的运行情况看，运行中经常发生NOX排放值超标现象。主要问题是机组在中低负荷的情况下，尤其是保持C磨煤机运行时更明显；在机组快速减负荷时，由于风量调整不及时（风量偏大）NOX值超标现象；开停机过程中控制则更难。

NOX分热力型NOX和燃料型NOX。热力型NOX是燃烧空气中的N2氧化而成；燃料型NOX是指燃料中的氮在燃烧过程中经过一系列的氧化—还原反应而生成的NOX，它约占总NOX的80－90%。根据NOX生成机理，概括NOX的转化率关系为：（1）燃料中N的含量↑→转化率↑；挥发份↑→转化率↑（2）煤粉浓度即风煤比↓→转化率↑；（3）过量空气系数α↑→转化率↑；（4）炉内温度↑→转化率↑。因煤种的不可控，我们往往只能控制炉膛温度和氧气浓度。

陡河发电厂#3(250MW)燃煤机组SCR烟气脱硝技术改造探讨

陡河发电厂#3(250MW)燃煤机组SCR烟气脱硝技术改造探讨

Ｇ。ｎｆｌｙｉ　ｙｕ　Ｊｉｓｈｕ—￣ｑ－Ｚ－￣—Ｉｌｌ　Ｉ一　陡河发电厂＃３（２５０　ＭＷ）燃煤机组ＳＣＲ烟气脱硝技术改造探讨　董连城　（大唐国际陡河发电厂，河北唐山０６３０２８）　摘　要：介绍了陡河发电厂　３（２５０　Ｍｗ）燃煤机组增加烟气脱硝装置的技术改造工艺，分析了其主要的技术特点及相关设备的改造内容　关键词：烟气脱硝；选择性催化还原法（ｓＣＲ）；尿素热解；催化剂　０引言　２工艺参数　随着我国工业进程的加快，Ｎ０ｘ排放量和大气中Ｎ０ｘ浓　度逐渐增加，大气污染的性质发生了变化，对自然生态环境构　成巨大的威胁。陡河发电厂顺应环保要求，对　３机组进行烟　气脱硝的技术改造。经论证选用了选择性催化还原法（ＳＣＲ），　以尿素为还原剂。２０１２年１２月３１日，该机组脱硝系统顺利通　过１６８　ｈ带负荷试运行，脱硝系统入口ＮＯ　由近４００　ｍｇ／Ｎｍ３　降低到８０　ｍｇ／Ｎｍ３以下，优于环保要求的１００　ｍｇ／Ｎｍ３标准，　标志着ｊｆ｝３机组烟气脱硝改造的成功。　１　ＳＣＲ烟气脱硝的技术原理和工艺过程　因陡河发电厂所处地理位置的关系，结合考量尿素在运输、储　存中无需注意其危险性，故选择了尿素作为还原剂。在Ｎ　的选　择ｆ生催化还原过程中，尿素热解后生成的Ｎ　将烟气中的ＮＯ．转　化为Ｎ２。在ＳＣＲ反应器中，烟气脱硝的主要化学反应式为：　４Ｎ０＋４ＮＨ３＋０２—　４　＋６Ｈ２　Ｏ　２ＮＯ２＋４ＮＨ。＋０２—３　Ｎ２＋６Ｈ２Ｏ　样３机组ＳＣＲ系统分为尿素溶液制备／储存区和ＳＣＲ反应　器区。尿素溶液制备／储存区包括尿素溶液制备／储存系统、循　环／供应系统及伴热冲洗系统等，ＳＣＲ反应器区包括反应器、催　化剂、尿素热解系统、稀释风机、喷氨格栅（ＡＩＧ）及吹灰器等。　工艺流程为：将尿素人工加入溶液罐中，用除盐水将尿素　制成５０　～６Ｏ　浓度的溶液，经混合泵送入储存罐。尿素溶液　经输送泵、循环／供应管道、计量与分配装置、雾化喷嘴等进入　热解炉内分解，生成ＮＨ　、Ｈ２０和ＣＯ　，分解产物与稀释风充　分混合生成含５％ＮＨ　的混合气体，通过喷氨格栅喷人烟道。　ＮＨ。与ＮＯ．在反应器内催化剂的作用下发生催化还原反应，　Ｎ０ｘ被还原为无害的Ｎ２和Ｈｚ０，具体如图１所示。　脱硝系统工艺参数：烟气量为８．５×１０　Ｎｍ３／ｈ（湿基，实际　氧，标准态）；烟气温度为３００～４００℃；ＮＯ．≤４００　ｍｇ／Ｎｍ３；　ＳＯ２≤３　４００　ｍｇ／Ｎｍ３；烟尘（实际氧）≤６０　ｇ／Ｎｍ￣；脱硝效率≥　８Ｏ％；氨的逃逸率≤３×１０～；ＳＯ２／ＳＯ３转化率≤１％；ＳＣＲ系统　压降≤１　０００　Ｐａ　３工艺布置　撑３机组锅炉与省煤器之间空间狭小，ＳＣＲ反应器布置在　了锅炉两侧区域，属于高尘法布置。省煤器下部的出口水平烟　道拉出锅炉区域钢结构后垂直向上进入ＳＣＲ反应器。反应器　出口烟道水平进入锅炉区域，与空预器人口连接。　４工艺系统　４．１还原剂制备，储存区　本工程采用尿素热解法制备脱硝还原剂，６台锅炉的脱硝　装置共用１个尿素溶液制备／存储区，即按照２×２５０　ＭＷ＋４×　２００　ＭＷ机组消耗量设计。　系统流程：尿素溶解罐采用地上设计，人工将干尿素投入　到溶解罐里，用除盐水将干尿素溶解成５Ｏ　～６Ｏ　质量浓度的　尿素溶液，通过尿素溶液混合泵输送到尿素溶液储罐。尿素溶　液经输送泵输送到机组热解系统。　系统设备组成：（１）尿素溶解罐：在室内设置２只溶解罐。　罐内设蒸汽加热系统，制成后的溶液温度为４Ｏ～５０℃。罐体　内壁采用３．，１６Ｌ不锈钢制造，容积为３３　ｍ　，２个溶解罐按满足６　台炉２４　ｈ尿素用量设计。（２）尿素溶液混合泵：尿素溶液混合　泵为不锈钢本体、碳化硅机械密封的离心泵，每只尿素溶解罐