小型煤粉鍋爐降NOx方案選擇需謹慎

趙永黎，王永春，朱焱松

（中國石油克拉瑪依石化分公司熱電廠，新疆 克拉瑪依 834003）

一、國內低氮燃燒(LNB)、脫硝(SCRSNCR)技術應用

1.鍋爐低氮燃燒技術。

鍋爐低氮燃燒技術分為兩部分，一是對燃燒器進行煤粉濃淡分離改造，二是對配風進行空氣分級。燃燒器區域形成水平或垂直的濃淡分離和沿煙氣方向的還原區、過渡區和燃盡區。國外如美國燃料公司、ALSTOM公司、三菱重工，國內采用引進工藝包或授權設計的方式運作。國內自主開發的主要有哈爾濱工業大學的百葉窗+SOFA(深度空氣分級技術)、煙臺龍源的百葉窗+貼壁風+SOFA以及浙江大學的可調擋塊+SOFA等技術。

2.脫硝技術。

(1)選擇性催化還原(SCR)：絕大多數都是引進國外技術。主要包括德國FBE公司、奧地利strebag公司、瑞士FlowTech、丹麥Force、意大利TKC公司等。采用尿素(熱解)、液氨作為還原劑。

(2)選擇性非催化還原(SNCR)：主要有美國GE、美國燃料公司，國內技術較少。均采用尿素(溶液)、氨水或氨氣作為還原劑。

(3)催化劑：2009年后我國引進相關技術和設備，目前國內外的性能相當，約便宜10%~20%。國外主要有CCIC日本日輝觸媒化成株式會社、美國Cormetech、托普索(波紋板式)、雅吉龍(板式)等。國內催化劑廠包括重慶遠達、江蘇龍源、東方鍋爐等，全部生產蜂窩式催化劑。催化劑是脫硝技術的關鍵，需根據鍋爐燃燒的煤種和燃燒實際情況選擇，并通過試驗，最終選擇合適的催化劑規格。催化劑投資較高，占SCR系統總投資的30%~40%。

二、低氮燃燒器改造對鍋爐的影響

1.低氮燃燒與熱效率是一對矛盾，要保證煤粉在爐膛內的延遲燃燒，改造后灰渣和飛灰含碳量會上升，熱效率一般下降0.3%~0.8%。

2.如果燃燒器中心標高不變，由于火焰燃燒中心上移，改造后主蒸汽溫度一般會升高。因增加了高位燃盡風，在總風量不變的情況下，二次風量減小，導致煤粉缺氧燃燒；同時二次風速有所降低，上二次風的壓粉作用減弱(各二次風全部來自高溫空預器)，使得爐內煤粉燃燒過程拉長，相應爐膛出口煙溫升高。這雖然有利于鍋爐在低負荷下維持較高主汽溫度，但也容易引起過熱器超溫、結焦和積灰。

3.低氮燃燒器如果選型不當，阻力較大，容易發生堵管或一次風倒竄入粉倉等安全隱患。一次風口標高如果改變，將涉及煤粉管道和鍋爐水冷壁管的改造，施工較復雜。

4.鍋爐尺寸越小，燃燒分級的距離越難掌控，改造越困難。特別是蒸發量＜220t/h的鍋爐，低氮燃燒器改造難度較大。

三、SNCR、SCR改造對鍋爐及附屬設備的影響

1.SNCR。控制噴入的位置、混合效果和噴入量，盡量減少氨的逃逸是關鍵。脫硝效率一般在30%以下，適合在小型鍋爐使用。氨或尿素噴過量會導致尾部受熱面腐蝕和堵塞，過少又達不到脫硝效果。

2.SCR。脫硝效果好，最高可達95%，運行穩定。但催化劑價格較貴，且屬于重金屬，失效催化劑處置也需一定費用。煙氣在通過SCR催化劑時，將強化SO2→SO3的轉化，形成更多的SO3。由于NH3的逃逸，在空氣預熱器處與SO3形成硫酸氫氨，與煙氣中的飛灰粒子相結合，附著于預熱器傳熱元件的金屬表面上，形成融鹽狀的積灰，造成預熱器的腐蝕、堵灰等。根據煙氣中灰分和排煙溫度不同，硫酸氫銨在空預器后面尾部煙道也可能處于液態，這可能對電除塵或布袋以及煙道、風機帶來嚴重的腐蝕和堵塞。

四、煙氣降NOX方案的選定

1.現狀分析。

(1)熱電廠有4臺蒸發量為130t/h、額定蒸汽壓力3.82MPa、溫度450℃的中儲式煤粉鍋爐。1#、2#爐1994年建成，3#爐2001年建成，4#爐2009年建成。按最新火電廠污染物排放標準 (以 NO2計 )： 1#、 2#、 3#爐 執 行 200mg/m3， 4#爐 執 行100mg/m3。

(2)熱電廠使用的煙煤來自十幾個煤礦，礦源和煤質變化較大，煤的含氮量差異也較大。同樣的運行工況，鍋爐氮氧化物排放可出現不同數值。目前氮氧化物排放在650~1 000mg/m3，平均800mg/m3。

(3)利用鍋爐燃燒調整降NOX結果。在多次調整試驗過程中，氮氧化合物的最優值略低于或接近650mg/m3。由于屬于非設計工況，試驗期間爐底掉火星、爐渣含碳高、火嘴掛焦，同時存在一次風管堵塞、燃燒不穩或鍋爐滅火等風險。在多種調整手段無效的情況下，只能進行更新改造。

2.預期目標。鍋爐效率降低不超過0.5%，鍋爐出力不降低，燃燒良好，減溫水正常投用。低氮燃燒器效率不低于40%，煙氣脫硝效率1#、2#、3#爐不低于65%，4#爐不低于85%， NOx排 放 濃 度 1#、 2#、 3#爐 低 于200mg/m3，4#爐低于100mg/m3。氨逃逸率小于3ppm,SO2向SO3轉化率不大于1%，SCR單層阻力不大于400Pa。

3.方案的選擇。

(1)煙煤的NOX生成與空氣和燃料的混合密切相關，且目前應用基揮發份在40%以上，適用LNB技術。改造不改變爐本體結構，只需一次性投資，并為后續SCR技術節約一半以上運行費用。據調查，幾乎所有老電廠第一步就是低氮燃燒器改造。經現場核實和技術分析，4臺鍋爐燃燒器距折焰角中心距離滿足實現燃料分級和空氣分級的空間要求。通過改造可解決目前幾臺爐主汽溫度低的問題，并將4臺鍋爐煙氣NOX降低在400mg/m3以內。

(2)后續SNCR和SCR的選擇。

SNCR工程造價中等，可根據低氮燃燒器使用效果和地方環保要求，靈活投停。采用時應注意以下問題。

①由于溫度隨鍋爐負荷和運行周期而變化及鍋爐中NOX濃度的不規則性，要及時選擇調整合適的噴射點。在相同脫硝率下，NH3耗量要高于SCR工藝，使NH3的逃逸量增加。

②SNCR還原劑一般采用氨水或尿素，使用氨氣的較少。由于氨氣壓力較低，容易受爐膛內煙氣流的擾動，濃度衰減快，不能足量到達燃燒中心，脫硝效果差。采用尿素效果最好。由于氨水在爐內揮發較快，效果次之。

③石化公司自產液氨，SNCR系統要增加一套液氨稀釋配比設備，系統的不安全性增強。尿素與氨水在高溫下具有強腐蝕性，當槍頭內漏、角度不對或射程過遠，接觸到水冷壁或過熱器管束，可發生腐蝕穿孔事故。

綜合考慮，對于1#、2#、3#爐，由于煙道阻力較大，現有引風機二次改造的壓頭提升有限，尾部煙道合適的催化還原反應溫度區有一定空間，且環保指標較低，采用LNB+SNCR+SCR技術，尾部增加一層SCR催化劑層，既可將SNCR逃逸的氨收回，又可將NOX控制在200mg/m3以內。只要嚴格控制氨逃逸量，硫酸氫氨生成量會很少，不會堵塞空預器。對于4#爐，由于尾部煙道空間太小，并且要求的環保指標較高，高溫空預器和高溫省煤器要移位，并且僅安裝一層催化劑可能達不到環保要求，因此計劃先進行低氮燃燒改造，然后根據技術發展和實際應用情況，再進行LNB+SCR(催化劑2+1布置)或脫硫脫硝一體化改造。

(3)催化劑的選擇。省煤器出口煙氣含灰量15~25g/m3，蜂窩式催化劑完全滿足要求。目前國內有多家生產蜂窩催化劑廠，性能和國外的沒有明顯差異，選擇國內催化劑較合理。

(4)附屬設備的改造。安裝煙氣脫硝和脫硫裝置后，煙道系統將增加1kPa的阻力，超過現役引風機的最大出力，無法滿足風壓要求，需要更換。

五、結語

小型鍋爐的煙氣降NOX改造存在原設計空間小、設備裕量小、改造難度大、投入大的問題。應密切關注國家環保政策和發展形勢，因地制宜，因煤制宜，綜合考慮環保和經濟效益，采用不同的低氮、脫硝組合方式。

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