摘要：为降低火电燃煤机组烟气NO_x排放,介绍了循环流化床(CirculatingFluidizedbed,简称CFB)锅炉选择性非催化还原法(SelectiveNon-CatalyticReduction,简称SNCR)脱硝系统原理和方法,对该技术在CFB锅炉应用中存在的问题进行归纳,为该技术的推广应用提供支持。以国产330MWCFB锅炉的SNCR脱硝法为例,分析了该脱硝法的工艺特点,对工程应用中出现的脱硝效率偏低、氨水耗量大、氨逃逸浓度高等问题进行分析,提出改变喷枪布置位置、锅炉低氮燃烧优化、喷枪雾化效果优化等对策。工程应用表明,CFB锅炉SNCR脱硝技术成熟,脱硝效率完全满足环保要求。
0引言
我国是世界上主要的煤炭生产和消费国,NOx是煤炭燃烧产生的主要大气污染物之一,NOx对人体、动植物有损害作用,是形成酸雨、酸雾的主要原因之一,与碳氢化合物形成光化学烟雾;同时亦参与臭氧层的破坏。据国家统计局数据,2013年全国NOx排放总量已经达到2227万t,火电厂锅炉在燃烧过程中产生的NOx占大气中总排放量的35%~40%。可见火电燃煤产生的NOx对大气污染严重[1]。为应对环境问题,2011年9月中旬我国发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》,严格控制火电厂燃煤污染物排放,其中在役CFB机组NOx排放低于200mg/m3(6%O2),新建CFB机组执行100mg/m3(6%O2)的标准[2]。目前,对火电燃煤机组烟气NOx排放控制技术主要有选择性催化还原法(SCR法)、选择性非催化还原法(SNCR法)和SCR+SNCR联合脱硝法。本文主要介绍SNCR法。SNCR脱硝法是一种不使用催化剂,在850~1150℃烟气中直接还原NO的工艺。SNCR法中将还原剂如氨气、氨水、尿素稀溶液等喷入炉膛温度为850~1150℃的区域,还原剂迅速热分解出NH3并与烟气中的NOx反应生成N2和H2O。在无催化剂作用下,氨或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中NO。该方法是以炉膛或尾部烟道为反应器,应用于CFB锅炉时通常以分离器入口水平烟道为反应器,并对反应条件有较高的要求[3-5]。
由于SNCR脱硝技术具有投资少、改造工程量小、运行维护成本低、容易联合其他脱硝技术同时使用等特点,因而在火电厂脱硝改造中得到了一定程度的应用。SNCR脱硝技术应用于煤粉炉时,受炉膛尺寸、反应温度条件、停留时间等因素影响,还原剂利用率低,SNCR的脱硝效率一般低于40%[6-7]。但是当SNCR脱硝技术应用于CFB锅炉时,由于该锅炉独特的燃烧方式和低NOx燃烧特性,可取得令人满意的效果,满足环保要求。实际工程应用也表明,当SNCR脱硝技术应用于CFB锅炉时,其脱硝效率可达到75%以上[8-10]。笔者以国内某330MWCFB锅炉SNCR实际应用工程为例,针对该系统常见的问题进行分析并提出解决方案。
1某330MWCFB锅炉脱硝系统介绍
国内某工程330MWCFB锅炉SNCR脱硝系统还原剂采用20%浓度氨水,该锅炉基本特点和脱硝系统特点简述如下。
1)锅炉特点及脱硝喷枪安装位置
该锅炉系国内首台具有完全自主知识产权的330MW级CFB锅炉,锅炉为“H”型结构,4个分离器布置于锅炉两侧,每个分离器带一个外置床;单汽包、自然循环,露天布置。锅炉设计燃用当地贫煤,低位发热量14.95MJ/kg,该锅炉于2014年安装了SNCR脱硝系统,脱硝系统喷枪布置于4个分离器入口水平烟道的位置,每个分离器布置6支喷枪,共计24支喷枪,锅炉总图及脱硝系统喷枪安装位置如图1所示。
2)330MWCFB锅炉SNCR脱硝系统流程
该脱硝系统主要设计参数为:锅炉原始NOx排放浓度以250mg/m3计算,氨氮比(NSR)按照1.5设计,还原剂耗量(20%浓度氨水耗量)设计值为900kg/h,设计脱硝效率70%,脱硝反应区温度850~950℃。
脱硝系统工艺流程如图2所示,脱硝系统主要由卸车系统、氨水储存供应系统、稀释混合计量系统及喷氨系统4个部分组成。还原剂从厂外采购进场,然后通过卸氨泵卸载进入氨水储存罐,由输送泵泵出,与稀释水泵送出的除盐水在线混合稀释并计量后,通过管道输送至炉前,通过喷氨系统喷入分离器入口烟道烟气中进行脱硝还原反应(喷枪设置雾化风和冷却风)。
延伸阅读：
2SNCR脱硝系统存在问题及对策分析
系统试运行主要试验数据对比见表1。
2.1氨水耗量偏大的问题
1)脱硝系统投运初期,在高负荷时发现氨水消耗量偏大。经测试发现,锅炉原始NOx排放随燃烧工况波动较大(主要是氧量),高出原设计值约50mg/m3,最高时达到350mg/m3。控制同样的排放指标,需要消耗更多的氨水。
基于此,对CFB锅炉进行了燃烧优化调整,在保证锅炉正常运行前提下,对锅炉运行氧量、一二次风配比、上下二次风分配进行了调整,保证了CFB锅炉炉膛密相区的还原性气氛,使得氮与氧反应生成燃料型NOx的量得到有效控制,从而在源头降低了锅炉NOx排放值。锅炉运行氧量与脱硝效率的关系(250MW负荷,其他条件相同)如图3所示,在
50MW负荷时,保持脱硝系统运行条件相同,锅炉燃烧侧改变氧量运行;随着运行氧量的降低,NOx排放值逐渐降低,脱硝效率逐渐升高。
2)脱硝系统设计稀释后入炉氨水浓度约5%,
实际运行发现锅炉负荷大于250MW时该浓度基本合适;但是当负荷降低至250MW以内时,如果仍然按照稀释至5%浓度控制,还原剂消耗量并未有明显降低。相反大幅降低氨水量,则NOx指标失控。
经过调试对比发现,只降低氨水量不提高稀释水量,造成总的入炉氨水溶液量降低。这不利于氨水溶液在烟道内扩散,还原剂与烟气混合均匀性变差,影响脱硝效果;而在总的氨水溶液量有保证前提下,适当降低氨水耗量,提高稀释水比例(稀释后浓度控制在3%),脱硝效果满意,同时也降低了20%浓度氨水耗量[11]。氨水浓度与脱硝效率的关系(200MW)如图4所示,在200MW左右低负荷时,入炉氨水浓度控制在3%左右更有利于提高脱硝效率(见表1,典型工况B1与F1的数据对比)。
2.2脱硝效率偏低的问题
系统投运初期,发现脱硝效率偏低,系统效率在40%~50%,达不到设计值70%的要求;同时远低于同类工程的脱硝效率,在低负荷时情况尤为突出。
经过现场研究发现,主要是喷枪布置位置存在问题(同时也有喷枪雾化效果差、燃烧侧运行参数不合理等因素)。原喷枪位置布置时考虑水平烟道较长且存在积灰情况,喷枪在水平烟道两侧布置,且位置较高,呈对冲状。喷枪布置位置优化示意如图5所示。
经过优化布置,采用同截面错列对冲布置,并在水平烟道的顶部布置一只喷枪,达到烟道截面还原剂的全覆盖,从而保证喷入烟道还原剂和烟气的充均匀混合。采用该布置方法后,脱硝效率明显提高,达到70%以上,同时节约了还原剂耗量,具体对比数据见表1(典型工况B5与F5的对比)。
2.3氨逃逸偏高问题
SNCR脱硝过程若还原剂不能充分利用,会造成氨逃逸。NH3是高挥发性和有毒物质,氨的逃逸会造成新的环境污染,国家环保相关法规和技术规范(HJ563—2010,GB14554—1993)要求逃逸氨浓度小于8mg/m3[12-13]。同时,氨逃逸后容易和烟气中SO3结合形成硫酸氢氨或硫酸氨,黏附在灰尘中,附着在烟道尾部的空预器上,造成空预器堵塞甚至腐蚀。所以,SNCR脱硝系统氨逃逸值愈低愈好。试运中发现氨逃逸量不稳定,在4~10mg/m3波动,甚至存在超标现象,同时伴有脱硝效率偏低、氨水消耗量大的问题。
1)喷枪雾化空气压力偏低,原喷枪设计雾化空气压力0.45MPa,实际检查发现系统压力最低时仅0.25MPa,是由于雾化空气管道入口滤网堵塞所致。雾化空气压力低、流量小导致喷枪雾化效果差,还原剂不能与烟气充分混合,一部分还原剂随烟气直接排放,进而导致脱硝效率低、氨水耗量大、氨逃逸量增加。
2)喷枪枪头堵塞,系统运行中对流量显示偏低的部分喷枪进行了检查。发现喷枪脏污堵塞现象,造成喷枪雾化效果差,并影响脱硝效果。经现场查看分析,是由于系统管道残留物和氨水携带的杂质造成,后期加强系统管道排污、氨水品质控制,并定期检查喷枪雾化效果(每周一次),问题得到解决。通过采取以上措施,系统脱硝效率明显提高,氨逃逸量显著降低并保持稳定(见表1工况F1~F6,NH3逃逸值可以控制在3mg/m3以内)。
3结语
本工程应用实例表明,CFB锅炉SNCR脱硝系统的设计及运行中,喷枪布置位置选择、氨水稀释浓度控制、喷枪雾化效果都是重要因素,应重点考虑。同时,CFB锅炉本身具有低氮燃烧的特性,可以在锅炉燃烧过程中进行优化,从源头控制NOx的生成量,从而节约脱硝成本。CFB锅炉作为资源综合利用电站的首选,是煤粉炉发电机组的有效补充,控制NOx的排放仍是今后一项重要而紧迫的任务。随着国家环保标准的日益严格,SNCR脱硝技术将会在CFB脱硝领域朝着超净排放方向进一步发展。
延伸阅读：
原标题：CFB锅炉SNCR脱硝技术常见问题及对策
