摘要：通过对公司二期机组锅炉脱硝系统设备运行状况的梳理，结合目前脱硝工艺技术优缺点的对比分析，依据国家最新超低排放环保指标的要求，有针对性的提出了超低排放降低NOx浓度的可行性建议。
【关键词】：超临界锅炉 旋流燃烧器 低氮燃烧 分级配风 脱硝 SCR SNCR 超低排放
1概述
华润电力登封有限公司2×600MW机组#3、#4锅炉为司HG-1970/25.4-PM18型超临界变压运行直流煤粉炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天岛式布置、前后墙对冲燃烧、固态排渣、全钢炉架、π型布置，同期配套安装有SCR脱硝系统，SCR脱硝装置为某公司总包设计、供货，两台机组分别于2011年11月和2012年9月建成投运。
锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧，前、后墙各布置4层低NOx旋流燃烧器，自下而上分别为A、B、C、D层，每层各有8只LNASB燃烧器，共32只。在距上层煤粉燃烧器的上方，前、后墙各布置2层OFA风口，每层4只，共16只。锅炉点火采用两级点火方式，油枪采用少油点火、燃油助燃相结合的点火系统。
制粉系统采用双进双出磨煤机直吹式制粉系统，每台炉配4台BBD4360型双进双出钢球磨煤机，BMCR工况设计煤种下4台磨煤机全部投入运行无备用。每台磨煤机向同一层的8只燃烧器提供煤粉，设计煤种为贫煤，煤粉细度R90=14.0%。
2改造前脱硝系统简介
华润登封发电有限责任公司#3、#4机组是2010年4月份开工建设，二期工程环评要求采用低氮燃烧技术，预留脱硝位置。项目团队考虑到未来环保要求的不断推高，超前布局，在采用低氮燃烧技术前提下，同步设计建设SCR脱硝装置。
SCR脱硝系统采用引进日本三菱公司的选择型催化还原技术，脱硝装置按“2+1”（两层运行，一层备用）设计。脱硝装置原设计SCR入口NOX≤550mg/Nm3，NOX脱除率≮80%，氨的逃逸率≯3ppm，SO2/SO3转化率≤1%（干基，6%O2），排放NOX≤110mg/Nm3。
#3、#4机组投产初期，锅炉省煤器出口NOx排放浓度一直较高，一般在800~900mg/Nm3（折算到O2=6%），后经原锅炉供应商（哈锅）对燃烧系统进行改造优化，锅炉省煤器出口NOx排放浓度在550mg/Nm3以下，SCR脱硝系统出口NOX＜100mg/Nm3，达到了锅炉的性能保证值。
依据2011年7月29日发布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011版），自2014年7月1日起，现有锅炉NOx排放限值为100mg/Nm3（折算到标态，6%含氧量）。2011年11月和2012年9月#3、#4机组投入商业运营，各项环保排放指标明显优于周边电厂，提前实现国家环保排放标准要求，使机组具备先发竞争优势，同时享受年利用小时数增加100小时的政策奖励，以实际行动践行了华润集团对社会的庄严承诺，实现了“超越利润之上的追求”。
3改造背景
为贯彻中央财经领导小组第六次会议和国家能源委员会第一次会议精神，落实《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014—2020年）的通知》（国办发〔2014〕31号）要求，国家发改委、环境保护部、国家能源局联合制定了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（发改能源[2014]2093号）文件,文件中明确提出新建火电机组应执行燃气机组大气污染物排放标准，现有机组需进行改造以达到燃气机组排放标准。根据该文件要求，各地方政府也出台了相应的鼓励政策，鼓励电厂进行超低排放技改以满足2093号文件要求的排放限值。
河南省在2014年12月发布了《河南省2014-2020年煤电节能减排升级与改造行动计划》，文件提出单机60万千瓦级及以上机组大气污染物排放浓度要全部达到燃气发电机组排放限值。
河南省发展和改革委员会在2015年6月10日发布了《河南省发展和改革委员会关于烟气超低排放燃煤机组基础电量奖励政策的通知》（豫发改能源[2015]597号）文件，提出：对于在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5、35、50毫克/立方米且经验收合格的增加年度基础电量发电利用小时200小时/年。
因此对现有脱硝系统进行提效技改以达到氮氧化物排放浓度不高于50mg/Nm3是非常有必要的。另一方面，超低排放改造工程的建设有利于提高企业社会形象，在认真履行社会责任方面起到一定的模范作用，具有显著的社会效益。
4改造工艺选择
4.1控制火电厂NOx排放的主要技术
4.1.1低氮燃烧技术
主要形式有：低过量空气燃烧法，空气分级燃烧法，低Nox燃烧器，再燃烧等，其中低Nox燃烧器是应用最多的。
采用低氮燃烧器降低氮氧化物排放，燃烧器通过分级配风抑制氮氧化物的产生。
目前生产低氮燃烧器的厂商主要有：国外，阿尔斯通、三井-巴布科克；国内，哈尔滨锅炉厂、上海锅炉厂、北京巴威、烟台龙源、北京国电龙高科等。
4.1.2锅炉尾部烟气脱氮法
锅炉尾部烟气脱氮法分为干法和湿法两种。
干法有选择性催化还原技术（SCR），选择性非催化还原技术SNCR），非选择性催化还原技术（NSCR），分子筛，活性炭吸附法、等离子体法及联合脱硫脱氮法；湿法有分别采用水、酸、碱液吸收法，氧化吸收法和吸收还原法。
由于投资成本及运行条件等原因，在燃煤电站中应用最广的是选择性催化还原技术（SCR），其次为选择性非催化还原技术（SNCR）。
4.1.2.1选择性催化还原法（SelectiveCatalyticReduction，SCR）
选择性催化还原技术（SCR）-炉后脱硝法，是一个燃烧后NOx控制工艺，脱硝效率高，脱硝效率可达90%。整个过程包括将还原剂氨（NH3）喷入燃煤锅炉产生的烟气中，含有氨气的烟气通过含有专用催化剂的反应器，在催化剂的作用下，氨气同NOx发生分解反应，转化成无害的氮气（N2）和水蒸气（H2O）。在反应过程中，NH3可以选择性地和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，因此反应又具有“选择性”。
化学反应式：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O
目前世界上流行的SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法SCR共2种。
4.1.2.2选择性非催化还原法（SelectiveNon-CatalyticReduction，SNCR）
选择性非催化还原技术（SNCR）-炉内脱硝法，是一种不用催化剂，在850℃～1100℃范围内还原NOx的方法，还原剂常用NH3或尿素。
SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感，温度窗口的选择是SNCR还原NO效率高低的关键，下图给出了NOx残留浓度与反应温度的关系曲线。
该方法是把含有NHx基的还原剂喷入炉膛温度为850℃～1100℃的区域后，迅速热分解成NH3和其他副产物，随后NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。
4.2各种脱硝技术优缺点
4.2.1低氮燃烧技术
根据NOX产生机理，煤粉燃烧所生成的NOx中，燃料型NOx比例较大，约为60%～80%以上，热力型约占总量的20%，而瞬发型反应生成的NOx只占很小比例；因此，通过采用低氮燃烧技术降低NOx是根本。
但由于锅炉燃用煤种不同，低氮燃烧器降低Nox排放指标也不同，下表为不同煤种低氮排放目标。
对于褐煤和烟煤，由于易于燃尽，有利于低氧燃烧和采用深度的空气分级燃烧，因而燃用褐煤和烟煤的锅炉，如果燃烧系统设计合理，一般NOx排放浓度相对较低。
对于贫煤和无烟煤，由于煤粉着火及稳燃困难，为有利于煤粉的着火及稳燃，一般在设计时采用了强化着火的措施，这些均有利于NOx的形成，不利于低氧燃烧和采用深度的空气分级燃烧，所以锅炉的NOx排放浓度相对较高。
4.2.2SCR烟气脱硝技术
4.2.2.1优点：该法脱硝效率高，价格相对低廉，目前广泛应用在国内外工程中，成为电
站烟气脱硝的主流技术。
4.2.2.2缺点：燃料中含有硫分,燃烧过程中可生成一定量的SO3。添加催化剂后,在有氧
条件下,SO3的生成量大幅增加,并与过量的NH3生成NH4HSO4。NH4HSO4具有腐蚀性和粘性,可导致尾部烟道空气预热器换热元件堵塞和腐蚀，增加了系统烟气阻力，影响换热效果。另外,催化剂中毒现象也不容忽视，失效后的催化剂再生及废弃物处理目前也是一个难题。
4.2.3SNCR脱硝技术
4.2.3.1优点：SNCR技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大的改动，也不需要改变锅
炉的常规运行方式，对锅炉的主要运行参数也不会有显著影响。系统简单，其工程造价
低、布置简易、占地面积小，还原剂多样易得、无二次污染、系统简单、不需要催化剂，
运行成本相对较低。
4.2.3.2缺点：受制于其脱硝工艺要求，对温度窗口要求十分严格，需要在锅炉选择一个
850～1150℃的温度窗口，更适用于老机组的改造。脱硝效率相对较低，小型燃煤机组脱硝效率可达70%，大型燃煤机组脱硝效率在25-40%。由于该法受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低氮燃烧技术的补充处理手段。
5超低排放降低NOx浓度的可行性建议
5.1基本原则
对每一个电厂而言，机组的污染物排放浓度低于国家政策要求的排放限值，是必须承担的社会责任和义务，同时，追求较好的经济指标是每个企业的永恒准则。因此，在降低机组污染物排放的同时，应兼顾机组的经济性指标，这是电厂生产经营的基本原则。
5.2机组目前运行状况
本项目机组的设计煤种为贫煤，煤质的挥发分（Vdaf）在17%左右，煤的热值（Qnet.ar）在19~22.2MJ/kg，设计煤粉细度R90=14%。炉膛出口NOx排放浓度已降低至550mg/Nm3（折算到O2=6%）左右，因电厂实际运行边界条件与设计条件相当，即实际燃用煤质接近设计煤种和校核煤种，那么在保证锅炉效率不降低的情况下通过低氮燃烧技术降低Nox排放浓度空间有限。
#3、#4机组SCR脱硝系统是2012年投运，脱硝催化剂已使用3年多，催化剂活性已开始衰减，2015年3月#4机组备用层催化剂已加装，目前锅炉出口Nox排放指标控制在1000mg/Nm3（折算到O2=6%）以下。
5.3建议
根据以上分析，在保证较高的锅炉效率或锅炉效率不降低前提下，为控制过高的氨逃逸造成NH4HSO4对尾部设备的影响，要达到燃煤电站锅炉超低排放NOx浓度小于50mg/Nm3（折算到O2=6%）的目标。，建议采取以下措施：
5.3.1采用更高效分级配风低氮燃烧技术。将锅炉炉膛出口NOx浓度控制在500mg/Nm3（折算到O2=6%）以下，减少锅炉尾部烟气脱硝压力。
5.3.2采用SNCR+SCR混合脱硝技术。在机组500MW以上高负荷段时锅炉出口NOx排放值较高，通过SNCR脱硝系统，使NOx再降低20%，实现SCR脱硝入口NOx值在全工况条件下＜400mg/Nm3；SCR扩容改造，采用（4+0）SCR脱硝装置，最终实现脱硝出口NOX＜50mg/Nm3。
5.3.3采取掺烧烟煤的方法，控制入炉煤质，在条件允许情况下，将实际燃用煤质的挥发分（Vdaf）控制到大于20%。
5.3.4降低煤粉细度，将煤粉细度控制在R90小于10%
原标题：600MW机组贫煤锅炉超低排放脱硝改造工艺选择
