周其涛

（内江发电厂，四川 内江 641005）

工业技术

内江发电厂高坝电厂循环流化床锅炉脱硝系统改造技术

周其涛

（内江发电厂，四川 内江 641005）

本文分析了电站锅炉NO的形成及SNCR脱硝机理，介绍了循环流化床锅炉的脱硝试验，从脱硝系统方案设想、可行性分析等多角度充分论证了CFB锅炉开展脱硝改造的可行性，为开展循环流化床锅炉小投资短工期脱硝改造提供了有利的借鉴。

环保；CFB锅炉；烟气脱硝；SNCR；尿素

内江发电厂高坝电厂CFB示范电站于1996年投产运行，锅炉为芬兰奥斯龙公司生产的Pyroflow型410T/h常压循环流化床锅炉，设计工况下SO2测量保证值700mg/m3、NOx保证测量值200mg/m3、设计引风机风量2×67.26 m3/s。由于高坝电厂目前燃煤煤质完全偏离设计煤种，目前高负荷情况下锅炉实际NOx排放浓度已最高达482mg/Nm3，已经不能够满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）提出的200mg/Nm3的氮氧化物排放限值，严重制约机组带负荷能力，发电负荷75MW以上即容易出现NOx超标排放。

为探索高坝电厂脱硝系统的改造可行性，我厂组织实施了多次脱硝试验。本文结合高坝电厂现有设备设施、脱硝试验情况、借鉴部分电厂脱硝改造经验，探讨了高坝电厂循环流化床锅炉短工期小投资进行脱硝改造的技术可行性。

一、CFB锅炉烟气中NOx的形成及SNCR脱硝机理

火力发电厂大气排放主要污染物是SO2、NOx、粉尘。环境保护部《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）对火电厂的烟气排放提出了更严格的要求，各发电企业相继开展了烟气脱硝的研究和试验。

（一）CFB锅炉NOx的生成

燃煤在锅炉燃烧过程中生产NOx主要有三种途径，即热力型、快速型、及燃料型。NOx中NO约占90%，N02约占5%～10%，N20约占l%。

热力型NOx的形成对温度有很强的依赖关系，只有在高温下化学反应才足够快，在温度超过1200℃时随温度的增加NOx 按指数规律增加：

快速型NOx是通过空气中的氮和碳1s即可得到较好的脱硝效率。

循环流化床锅炉的旋风分离器远离密相区，而且温度在脱硝反应的最佳温度范围内，不会出现NH3氧化问题，反应剂和烟气混合迅速而充分，并且有效停留时间较长，使得CFB锅炉SNCR脱硝系统的脱硝效率可以达到70%以上，是一个理想的SNCR反应剂喷入点。

4 系统安全及氨逃逸的影响

尿素不存在爆炸危险，又是无毒无害的化学制剂，所以尿素溶液系统的安全性最高，常温下浓度15%及以下的尿素溶液不必采取额外的安全设施。

运行中喷射过量的尿素溶液，会导致氨逃逸，未反应的氨与烟气中水蒸汽结合会导致空气预热器的腐蚀，同时氨气与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵，在180℃ ～200℃下呈“鼻涕”状悬挂在空预器上，阻塞烟气通道。但是CFB锅炉采用炉内脱硫，烟气中难以生成SO3，理论上是不会出现此种情况。氢原子团如CH和HCN的反应产生的，快速型NOx产生的量比起通过其他机理产生的NOx一般情况下要小得多。

燃料型NOx是煤燃烧时产生的NOx的主要来源。煤燃烧时约75%～90%的NOx是燃料型NOx。

循环流化床锅炉的NOx排放比起传统的煤粉炉要低很多。一是循环流化床锅炉一般控制床温在870℃左右，其它炉型（特别是煤粉炉）的燃烧温度要达到1200℃及以上。二是循环流化床锅炉设计采用一二次风分级燃烧技术也有效地抑制了NOx的生成。因此，在循环流化床锅炉中产生的热力型和快速型NOx非常少，主要是燃料型NOx，约占90%以上。

（二）SNCR脱硝机理

1 尿素溶液脱硝的化学反应

SNCR脱除NOx技术是把含有NHx基的还原剂（如氨气、氨水或者尿素等）喷入锅炉温度为800℃～1100℃的区域，该还原剂迅速热分解成NHx和其它副产物，随后NHx与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。

采用尿素作为还原剂还原NOx的主要化学反应为：

NO2性能稳定，还原反应缓慢，在SNCR脱硝系统中很难除去，因此，一般仅考虑NO的还原反应。

2 脱硝温度

大量的试验研究和工程实践证明，SNCR脱硝技术对反应温度非常敏感。随着反应温度降低，脱硝反应速度降低，使大量反应剂来不及参与反应，既降低脱硝效率，又增加反应剂逃逸量。反应温度过高，当温度高于1100℃时，NH3的氧化反应速度超过还原反应，造成NOx排放浓度超标。试验研究结果表明，NHx基的还原剂（尿素等）喷入锅炉温度为800℃～1100℃的区域，该还原剂迅速热分解成NHx和其它副产物，随后NHx与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。800℃～1100℃的温度区域为最佳尿素喷入点。

3 脱硝反应时间

烟气和脱硝反应剂在极短时间内得到充分混合是保证SNCR达到理想脱硝效率、减少还原剂逃逸的关键因素之一。对于CFB锅炉，高温旋风分离器入口速度一般为20m/s～30m/s，分离器筒体直径约6m～7m，中心筒直径约3m，烟气在旋风分离器内停留时间约2.5s～3.5s。根据试验和工程实际可知，烟气停留时间大于

图1

图2

二、内江发电厂410T/h CFB锅炉脱硝试验

为探索该电厂410t/h循环流化床锅炉CFB烟气脱硝的可行性，2015年5月～8月先后在锅炉给煤线加入尿素颗粒、脱硝添加剂，在旋风分离器进口加入尿素颗粒、喷入尿素液等试验。

试验证明，在旋风分离器进口喷入尿素液，能有效降低烟气中NOx含量。本次试验分两阶段进行：第一阶段探索负荷（发电65MW）下尿素溶液的脱硝效率及最佳尿素浓度；第二阶探索NOx达标排放情况下机组最大发电负荷。

1 第一阶段（2015年8月5日，15∶45～19∶30）

试验开始前一段时间（9∶00～11∶00）机组发电负荷61MW、NOx排放浓度173mg/Nm3，机组各运行参数如图1所示。

15∶45实验开始，尿素溶液初始浓度30%，喷入后烟气中NOx浓度由158mg/Nm3骤降至79mg/Nm3，并一直维持在90mg/Nm3以内运行；16∶40～18∶25处理烟气分析仪故障；18∶35尿素溶液浓度配至15%，喷入后NOx浓度由115mg/Nm3骤降至55mg/Nm3（如图2所示），其余各参数保持不变。19∶30试验结束。

第一阶段试验表明机组发电负荷65MW以内时，喷入15%的尿素溶液脱硝效率可达50%。

2 第二阶段（2015年8月6日 10∶23-14∶35）

10∶23试验开始，（发电负荷70MW）尿素溶液浓度为15%，逐渐升高机组负荷。11∶33负荷升至发电75MW、NOx浓度184mg/Nm3，之后NOx出现超标现象；随即开始逐渐降低负荷，13∶45负荷降至发电69MW、NOx降至158mg/Nm3，维持负荷稳定，观察NOx排放情况；14∶00暂停喷入尿素溶液，此时NOX浓度骤升至266mg/Nm3；14∶05恢复喷入尿素溶液后NOx浓度又骤降至189mg/Nm3，通过调整后一直维持在170mg/Nm3内。试验结束时（停止喷尿素液）NOx出现超标排放，继续降负荷至发电65MW并加强锅炉调整后机组逐渐恢复正常运行。

（三）试验结论

1 通过向锅炉旋风分离器进口烟道喷入适当浓度的尿素溶液能迅速降低NOx排放浓度，有利于提高机组带负荷能力。

2 机组发电负荷65MW时，喷入15%的尿素溶液脱硝效率可达50%。

3 现有试验设备及现有煤质情况下，#机组负荷最高能达到发电负荷75MW，脱硝效率30%。

4 由于本次试验是采用临时设施且旋风分离器进口烟道喷枪单侧各只1支，因此喷入尿素溶液覆盖烟道的面积较小（约20%）。若增加尿素溶液覆盖烟道的面积，有望进一步提高机组脱硝效率和机组带负荷能力。

三、高坝电厂CFB锅炉脱硝系统改造方案设想

该电厂脱硝试验表明，在锅炉旋风分离器进口喷入适当浓度的尿素溶液可以降低NOx的排放。本着投资省、系统安全、工期短、见效快的原则，进行技术改造论证和方案设计，可以实施脱硝系统的改造。

（一）计算依据

1 烟气量

高坝电厂#11机组设计工况最大烟气量380160Nm3/h，运行近20年来，空预器堵管率增加，烟道等漏风增大，方案设计取烟气量400000Nm3/h。

2 NOx原始浓度

锅炉设计工况NO浓度实测保证值200mg/m3，折算为NOx浓度为200×1.533=306.6mg/m3，按照目前锅炉漏风情况（烟囱入口氧量8.5%），折算到标态、干基、6%O2折算到标准值为306.6× （21-6）/（21-8.5）=344mg/Nm3。方案设计按照NOx原始浓度400mg/Nm3作为设计依据。

3 系统容量

由于高坝电厂#11机组一般带调峰负荷，在枯水期及酷暑阶段，用电早高峰（07∶00）至晚高峰（23∶00）带较高负荷运行，其余时段一般带60%～70%负荷运行。方案设计按照设计工况，合理利用现有场地，本着节约投资的原则，尿素溶液储存罐的容量按照早高峰至晚高峰的16个小时计算。

（二）系统工艺流程设想

1 脱硝系统工艺流程

本方案设计采用制备15%的尿素溶液储存于2台尿素溶液罐（一台制备、一台运行），通过喷射泵经Φ38×3的304不锈钢管进入锅炉28m层，经计量、均流后，分别通过Φ27×3的304不锈钢管进入锅炉甲乙侧旋风分离器进口平台，均流后进入布置于旋风分离器进口的10只喷枪，后经压缩空气雾化后喷入锅炉。

2 系统控制方案

脱硝系统热工控制方案是在DCS系统CRT画面中加入整个脱硝生产过程的全程监视及控制。运行人员可实时根据CEMS系统中NOx的排放情况，适时调整尿素溶液加入量，以及脱硝喷枪的运行方式，以控制烟气中NOx的排放。

（三）环保及经济效益分析

1 环保效益

本方案实施后，能满足机组高负荷下NOx的达标排放，提高发电机组的负荷率，并可以根据排放情况实时合理投停SNCR脱硝系统。

2 经济效益

（1）系统运行成本：年运行成本约130万元。

脱硝系统运行时，小时成本860元/h（脱硝系统投运时每小时消耗尿素、除盐水、电费等成本）。机组年运行小时数按照3000h计算，脱硝系统投运时间按1500小时计算（按照低负荷时不投脱硝系统，75%负荷以上投入脱硝系统计算运行成本）。

（2）人工成本约20万。

（3）投资成本：本方案投资约204万元。

合计成本354万元。

（4）收益估算。发电边际贡献约0.15元/kWh，改造后可提高机组负荷，按照年增加负荷小时数1500h、增加负荷15MW计算，可增加收入337万元。

一年左右即可收回投资。

（四）风险分析

1 由于电厂燃煤煤种复杂，运行调整有较大困难，对NOx的达标排放存在一定的不确定因素。

2 方案设想采用的烟气量为设计煤种烟气量，并做适当调整，没有实测各种煤质情况下100%负荷时的烟气量，计算上可能存在偏差。

3 方案设想采用的NOx原始浓度为锅炉设计控制浓度的折算值，并做适当调整，没有实测各种煤质情况下100%负荷时的NOx原始浓度，计算上可能存在偏差。

4 由于煤种变化，SO2的排放也将制约机组带负荷能力，经济分析中没有考虑，机组负荷可能受到SO2排放的制约。

5 尿素溶液浓度10%、20%的结晶温度为0℃。为减少投资费用，方案设计未考虑伴热装置，在极端气候条件下，可能会出现尿素溶液的结晶，对运行产生影响。

结论

目前，循环流化床锅炉虽然采用低温燃烧、分级燃烧技术等，有效的降低了烟气中NOx的排放，但是仍然不能满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）提出的要求。烟气中NOx的排放已经严重制约机组带负荷能力，国内部分循环流化床锅炉已经实施了脱硝系统的改造，但是投资大，工期长，投资回报周期长。

内江发电厂高坝电厂CFB锅炉，通过简易的脱硝试验验证了脱硝改造的技术可能性。本文借鉴部分电厂成功改造经验，结合电厂实施的简易脱硝试验，利用目前现有设施，综合分析诸方面因素，论证了以小投资，短工期、高收益实现循环流化床锅炉脱硝系统改造的可行性。

[1]王中，王颖.火电厂烟气脱硝技术探讨[J].吉林电力，2015（06）.

[2]陈杭君，赵华，丁经纬.火电厂烟气脱硝技术介绍[J].热力发电，2005（02）.

[3]赵全中，田卫兵.火电厂烟气脱硝技术介绍[J].内蒙古电力技术，2008：26 （04）.

[4]内江发电厂.奥斯龙公司循环流化床锅炉运行和维护手册[Z].

[5]内江发电厂.100MW机组锅炉运行规程[S].

[6]内江发电厂.100MW机组锅炉检修规程[S].

X701

A