火电厂烟气脱硝改造的主要技术问题

浅析火电厂烟气脱硝改造的主要技术问题
摘要：根据国家对火电厂大气污染物排放浓度最新要求，需要对国内现役火电机组进行脱硝改造以满足排放限值要求。

本文分析了国内现有火电机组烟气中氮氧化物排放的现状，同时提出脱硝改造中存在的主要问题及解决方案。

关键词：脱硝；sncr；scr
1 前言
2011年7月29日，环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合颁布了《火电厂大气污染物排放标准》（gb13223-2011），调整了火电厂大气污染物排放浓度的限值，规定了现有火电锅炉达到更加严格排放浓度限值的时限，要求现役火电厂脱硝改造工程必须于2014年7月1日前完成改造，并投入试运行。

各省、市自治区根据《火电厂大气污染物排放标准》的要求相继提出了电力、水泥行业在期限内完成脱硝改造的通知，全国火电企业脱硝改造工作迫在眉睫。

2 目前火电厂脱硝改造存在的问题
标准要求：自2014年7月1日起，现有循环流化床火力发电锅炉以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉nox排放浓度应控制在200mg/nm3以下；其余燃煤火力发电锅炉nox排放浓度应控制在100mg/nm3以下。

目前，国内除新建设的火电厂机组设置了脱硝装置外，现役机组基本没有设置脱硝装置，且国内煤粉锅炉的氮氧化物排放浓度约
400mg/nm3，循环流化床锅炉氮氧化物排放浓度约250mg/nm3，不能达到《火电厂大气污染物排放标准》（gb13223-2011）的排放限值要求，均需要进行脱硝改造。

3 解决方案
根据2010年1月27日实施的《火电厂氮氧化物防治技术政策》（环发[2010]10号）规定，在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造。

对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。

目前，在火电厂运用技术成熟且适合现有锅炉的脱硝技术主要是选择性催化还原技术（scr）和选择性非催化还原技术（sncr），燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用选择性非催化还原技术（sncr）或其他烟气脱硝技术。

4 影响脱硝改造氮氧化物排放浓度达标的主要因素
4.1煤质对脱硝效率的影响
由于全国各地煤质差异较大，且经常出现混烧煤的情况，当燃用低发热量煤质时，烟气量较大，当燃用高发热量煤质时，烟气量较小。

如果煤质热值低，水分大，燃烧排烟温度高，烟气量大，会造成脱硝效率降低。

由于煤质变化对于scr装置及催化剂选用提出了更高要求。

要求催化剂能够适应不同的燃料和烟气成分的要求。

需要在脱硝反应器设计及催化剂选型上考虑最不利工况，以确保脱硝后烟气中nox排
放浓度达标。

4.2 低氮燃烧
目前，国内现役火电厂使用的低氮燃烧技术其烟气排放的氮氧化物排放浓度多在450mg/nm3左右。

根据《火电厂氮氧化物防治技术政策》的要求，为了保证锅炉烟气大气污染物排放能够达标，必须先进行低氮燃烧技术改造，并控制锅炉炉膛温度在1000℃左右，确保锅炉烟气中氨氧化物浓度低于350mg/nm3。

常用的低氮燃烧技术（按照燃烧原理）有：燃烧优化技术、空气分级燃烧技术、燃烧分级燃烧技术、烟气再循环技术、低氮燃烧器等。

由于新型的低氮燃烧器综合了烟气再循环、空气分级、燃料分级等技术，脱硝效果最为显著，很容易取得50～70%的脱硝效率，在锅炉燃用较好煤质的条件下，烟气中氮氧化物排放浓度可控制在300mg/nm3，甚至250mg/nm3以下。

因此，对在役火电机组的低氮燃烧器进行改造是目前火电锅炉控制nox生成的首选。

当前国内煤粉锅炉低氮燃烧改造最新的常用技术为：高浓缩比水平浓淡风煤粉燃烧技术、双尺度低氮燃烧技术和洁净煤燃烧技术。

4.3 烟气温度
锅炉排烟气温度是影响nox脱除效率的重要因素。

选用sncr法脱硝时，锅炉烟气温度在871～1038℃范围内，氨为还原剂时，发生反应；当温度低于871℃时，反应不完全，导致脱硝效率降低，氨的逃逸率增高，造成二次污染。

sncr也可以采用尿素为还原剂，加水配成一定浓度的溶液，直接喷入927～1093℃的
烟气中，达到与喷氨一样的效果，但当运行控制不适当时，可能造成较多的co排放，这是因为低温尿素溶液喷入炉膛内的高温气流引起淬冷效应，造成燃烧中断，导致co排放浓度的增加。

另外，在锅炉过热器前大于800℃的炉膛位置喷入低温尿素溶液，必然会影响炽热煤炭的继续燃烧，引发飞灰、未燃烧碳提高的问题；当温度低于927℃时，喷入尿素溶液，反应不完全，导致脱硝效率降低。

选用scr法脱硝时，当烟气温度低于300℃时，催化剂的活性会降低，nox的脱除效率随之降低，nh3的逃逸率增大，so2很容易被催化氧化成so3，从而与还原剂nh3及烟气中的水反应生成（nh4）2so4和nh4hso4。

nh4hso4粘性较高，易在230～250 ℃之间的scr 反应中生成，它在180～240℃之间呈液态，当温度低于180℃呈固态，灰沉积于催化剂的表面，堵塞其微孔。

同时（nh4）2so4具有腐蚀性和粘性，可导致尾部烟道和设备腐蚀损坏。

虽然so3生成量有限，但其对后续设备造成的影响不可低估。

为防止这一现象产生，既要严格控制氨逃逸量和so2氧化率，减少（nh4）2so4和nh4hso4在催化层和后部空气预热器上的形成，又应保证scr反应温度应高于300℃。

另一方面，温度高于450℃时，nh3会与o2发生反应，导致烟气中的nox增加，同时又容易发生催化剂的熔结，微孔消失，使催化剂失效。

因此，一般scr反应温度都控制在300～420℃。

因此，在脱硝系统设计和运行时，选择和控制好烟温尤为重要。

4.4 烟气中飞灰
在锅炉燃烧过程中，由于煤种变化和局部燃烧扰动，通常在上炉
膛或对流受热面形成多孔且形状不规则的爆米花状灰，其粒径可达10mm。

对于scr催化剂，4mm或5mm就会造成堵塞。

因此，有些工程scr系统催化剂顶层会出现被爆米花状灰堵塞的情况，往往导致烟气阻力增加，催化剂性能降低，甚至可能造成scr装置停运。

火电厂在煤质确定后，煤质中灰分含量的高低是确定选用何种催化剂的主要依据，当烟气中灰分低于35g/nm3时，可选用蜂窝式催化剂，孔径应大于7.6mm；当烟气中灰分较低时，可选用孔径小于7.6mm的蜂窝式催化剂；当烟气中灰分超过40g/nm3时，应采用板式催化剂，以降低烟气中粉尘颗粒对催化剂的堵塞，确保催化剂的安全运行。

防止催化剂堵塞的主要方式为设置反应器吹灰器，以达到疏通催化剂孔洞内的积灰。

目前，国内脱硝反应器吹灰方式主要有：声波吹灰和蒸汽吹灰。

根据烟气灰分中不同物质含量的不同采用不同的吹灰方式：当烟气灰分中碱性物质含量高时，宜采用蒸汽吹灰器；当烟气灰分中碱性物质低时，宜采用声波吹灰器。

考虑到锅炉燃煤的变化，脱硝反应器内可同时布置声波吹灰器和蒸汽吹灰器，具体运行方式，可根据燃煤中灰分的变化调整。

4.5 阻力问题
脱硝系统改造会增加锅炉烟气系统阻力。

脱硝改造增设脱硝反应器，并调整相关烟道后增加系统阻力约1200pa。

根据锅炉配置空预器的不同，脱硝改造应采用不同的空预器改造方案。

根据目前国内不同锅炉空预器改造方案，若采用管式空预器
的锅炉，可暂时不对空预器进行改造（腐蚀及堵塞程度较小）；若锅炉采用回转式空预器，为防止脱硝过程中产生的腐蚀及堵塞，需对空预器进行防腐改造，增加阻力约100pa。

因此，在脱硝改造时应先对现有引风机出力进行测试，以确定对引风机进行改造的范围（如：引风机本体、电动机等），提高其压头，以满足锅炉烟气系统正常运行的要求。

5结论
在锅炉烟气脱硝的技术改造中，对脱硝效率起关键作用的因素是煤质和温度。

因此在锅炉脱硝改造前，必须取得建设单位提供的设计煤质全分析检测报告，脱硝工艺要适用于工程已经确定的煤质条件、并考虑电厂脱硝改造实施后燃煤来源变化的可能性，从而保证锅炉烟气脱硝改造的顺利实施。

在脱硝系统运行中要严格控制温度，确保达到设计脱硝效率，从而保证火电厂大气污染物中氮氧化物能够达标排放。

参考文献：
[1]gb13223-2011火电厂大气污染物排放标准；
[2]环发[2010]10号，火电厂氮氧化物防治技术政策；
[3]刘银玲，燃煤发电厂脱硝改造的分析讨论.中国科技信息，2013，（8）；
[4]王东洲，300mw机组脱硝改造对引风机校核分析.热电技术，2013，（1）；
[5]贾世昌，sncr脱硝技术的应用探讨.中国环保产业，2013，（3）。