白斌
（山西兆丰铝电有限责任公司自备电厂，山西阳泉045000）
摘要：为了满足最新的《火电厂大气污染物排放标准》中对NO的排放要求，进一步减少大气污染物的排放，山西兆丰铝电公司自备电厂对现有的三台135MW机组进行了SNCR（选择性非催化还原）脱硝工程超低NO排放改造.出于更高的安全性考虑，改造中选用尿素作为反 应的还原剂.最终，在改造完成且脱确设备投入使用后，通过现场对NOx的连续监测得出改造后的NOx挣放量<50mg/Nm²，NO平均排放量在40~45mg/Nm²之间，较改造前的150mg/Nm²有了非常明显的降低，得到了较好的环境效益和经济效益. 关键调：电厂；脱确；技术改造：SNCR；NO 中图分类号：TK229.4文献标志码：B文章编号：1009-3230（2017）08-0030-05 SNCRDe-NOxProjectTransformforUltraLowNox EmissionofSelf-ProvidedPowerPlant BAI Bin(Self - provided Power Plant Or Shanxi Zhaofeng Aluminum Co. Ltd. Yangquan 045000 Shanxi Province China) pad Jas o *sod ae jo suss unp qng sbu sprep ossa Abstract: In order to meet the latest of NOX emissions in coal - fired power plant air pollutantspower plant existing three sets of 135 mw unit for the SNCR (selective catalytic reduction) denitrationproject techical transfomation. For the sake of higher security choose urea as reductant of reaction.NOX emissions < 50 mg/Nm? The average emissions of NOX are between 40 ~ 45 mg/Nm². Finally affer the transformation was pleted a continuous monitoring of NOX revealed that theCompared with 150 mg/Nm? before the transformation it was significantly reduced. The goodenvironmental benefits and economic benefits are obtained. Key words: Power plant; The denitration; Technical innovation; SNCR; NOx 渣、半露天布置，这种锅炉采用循环流化床燃烧技术.每台锅炉配套一台布袋除尘器和一个湿法脱硝塔，主要建筑物为主厂房、锅炉、烟肉和冷却塔. 旱160 山西省兆丰铝电有限责任公司自备电厂装机容量为3×135MW，配有3台蒸发量为480/h，由哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产型号为HG-480/13.7-LMG21的循环流化床锅炉.该型号锅炉为 超高压参数单气包锅炉，采用一次再热系统、高压绝热能风分离器、平衡通风、回料阀给煤、固态排 兆丰铝电公司自备电厂在没有采用独立的脱硝设备生产时，脱确指标仍单纯依靠循环流化床自身低温感烧的特点进行控制，参照的NO控制排放标准为200mg/Nm”.为适应国家最新的（火电厂大气污染物排放标准）（GB13223-2011）及山西省《关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》中超低排放的限值要求，降低兆丰铝电公司自备电厂对 大气污染物NO的排放量，对现有的三台循环流化床锅炉进行了脱硝工程技术改造. 1循环流化床锅炉的低NOx排放技术 1.1循环流化床锅炉控制NO排放的技术种类 （1）改变燃烧条件控制NO排放措施 NO的排放量进行控制.主要的控制方式有循环 循环流化床锅炉可以利用自身燃烧的特点对流化床锅炉床温控制和循环流化床锅炉风量分配控制两种[1]. SNCR是应用在循环流化床锅炉中较为成熟的脱硝技术，SNCR脱硝技术具有系统简单、可靠和效率高等优点.SNCR脱硝技术的关键在于对 还原剂的选择、对还原剂喷人点的选择以及合适的反应温度范围（850~1100°℃）2. (3）循环流化床锅炉SCR技术 与SNCR脱硝技术相比，SCR技术同样是一种比较成熟的脱硝技术，它在煤粉锅炉中被广泛使用.在循环流化床钢炉中，SCR反应器普遍设置在省煤器出口和空气预热器人口之间，为了能够让锅炉满 足全负荷脱确，必要时可以对省煤器进行分级设计：SCR反应器出、人口处分别设置一级省煤器. （4）循环流化床锅炉SNCR与SCR相结合技术 在循环流化床锅炉中，可以采用SNCR与SCR相结合的方式进行烟气的脱确处理.这种方式既可以得到更高的脱硝效率，还可以有效控制脱硝系统氨的逃逸率，但采用两种系统相结合的 方式进行脱硝处理，前期的工程费用投人较高，系统相对较复杂. 1.2自备电厂对脱硝技术的选择 通过对兆率铝电有限公司自备电厂自身各方面的情况进行充分分析，最终决定采用选择性非催化还原法（SNCR）脱硝工艺进行自备电厂的脱硝工程技术改造. SNCR烟气脱硝系统由脱硝剂制备和储存系统、压缩空气系统、HFD高流量输送循环模块、DWP稀释水压力控制模块、IZM流量计量分配模块、DM分配模块及化学剂循环压力控制组件、温度监视控制组件、雾化空气压力控制组件、控制系统、电气系统和OMA-2000s型NOx和NH排放 连续监测系统组成. 在高温且没有催化剂的条件下，通过喷头将尿素溶液喷人锅炉炉腔，尿素溶液在850~1100℃的温度范围内迅速热解成NH（气态）并终将NOx还原成N与HO.SNCR烟气脱硝技 与烟气中的NOx进行选择性非催化还原反应，最术参数见表1. 表1 SNCR烟气脱硝技术参数 项 SNCR技术反应漏度 反应剂 可使用NH或尿素 850 ~1 100 °C催化剂 不使用催化剂反应剂喷射位置 S0/90 氧化 通常在炉腔内喷射，但需与锅炉厂家配合 不导致50/90 氧化NH选速 5 ~15 ppm以下对空气预 不导致50/90的氧化，造成堵塞或 商性的机会最低系统压力损失 热器影响 没有压力损失燃料的影响 受炉腔内烟气流速及温度分布的影响 无影响锅炉的影响 脱硝改造工程以降低NOx的排放量为契机，对现有的三台135MW循环流化床燃煤机组进行选择性非催化还原（SNCR）脱硝装置的工程改造.以建设资源节约型、环境友好型社会为目标，加快完善环境基础设施，严格控制污染物排放总量，进一步加强环境保护和生态建设，促进经济、社会、环境的协调发展的总目标. 2 自备电厂主要设计参数 2.1锅炉技术参数 兆丰铝电公司自备电厂的锅护技术参数见表2. 表2 蜗炉技术参数 项目 数值锅护额定蒸发量 HC 480/13. 7 L. MG21 480 /h过热器出口蒸汽压力 13.7 MPa(a)过热器蒸汽湿度 431.3 t/h 540 °再热器进口蒸汽压力（表压） 再热蒸汽流量 4.197 MPs再热器黄汽压力 3.997 MPs再热器出口蒸汽温度 再热器进口蒸汽温度 377.5 °℃ 540 °℃省强器进口给水温度 249.6 ℃汽包压力 15. 12 MPa 表3 设计媒种元素分析名称 符号单位设计煤种校核爆种1校核煤种2收到基氨 Nar % 0.79 0.73 0.85收到基硫 Sar % 1.84 1.89 1.79全水内水 4 灰分挥发分 低位MJ/Kg Qeet ar千卡/Kg7.50.4551.77 7.15 13.27 00-000 2.2设计煤种元素分析 兆丰铝电公司自备电厂锅炉原设计煤种与脱硝改造工程的煤质资料见表3-4.目前实际燃煤情况与原锅炉设计煤种有一定的差异. 2.3烟气温度及流速 兆丰铝电自备电厂锅炉烟气参数见表5-6. 期气温度 表5名称 单位 设计煤种 校核煤种1 校核煤种2负荷 % B-MCR THA 75%额定 50%额定 B-MCR B-MCR护腺出口 899 889 887 851 816 763 727 900 908 16 905三级过热器人口 三级过热器出口 908 771 752 692 635 773 773低温再热器出口 656 637 579 537 659 656一级过热器出口 ℃ 466 455 422 406 469 464空气预热器出口 省煤器出口 304 153 319 149 267 137 248 126 306 156 303 152床湿 899 894 875 855 900 905表6 烟气平均流速名称 单位 设计煤种 校核煤种1 校核煤种2负荷 B-MCR THA 75%额定 50%繁定 B-MCR -8三级过热器 炉座 m/s 5.7 10.5 5.1 9.4 3.7 6.6 2.9 5.3 10.8 5.7 10.4 5.6低温再热器 m/s 10.1 9.0 6.3 5.1 10.3 9.9一级过热器 m/s 10.1 9 6.3 5.2 10.3 9.9省煤器 m/s 8.2 7.4 5.3 4.4 8.4 8.1空气预热器 m/s 9.5 8.5 6.1 5.1 9.7 9.2 器、再热器、省煤器、空预器等）、除尘器、脱硫塔 （4)SNCR的运行对锅炉受热面（包括过热无明显不利影响. 3 实施 自备电厂SNCR工程改造方案及 3.1主要设计原则 （5）SNCR脱硝装置的调试、启/停和运行应不影响主机的正常工作. （1）根据电厂实际燃煤与原锅炉设计煤种有一定的差异，并为脱硝装置留有适当的余量，工程锅炉NOx的排放浓度指标按50mg/Nm?进行设计.工程改造方案采用增设SNCR脱硝装置，脱硝效率按照66.7%设计. （6)SNCR脱硝装置能适应锅炉的启动、停机及负荷变动. 要求一致，不应增加机组的维护和检修时间. （7)SNCR脱硝装置检修时间间隔应与机组 (2）为三台135MW锅炉共设一套尿素溶液制备系统. （8）在设计上要留有足够的通道，包括施工、检修需要的吊装及运输通道. （3）每台锅炉有单独的投加和控制系统，控制系统接人集控室的DCS系统，包括DCS新增测点的扩容及组态. （9）凡直接与还原剂直接接触的部位均采用316L材质：非接触尿素溶液的材质选用304不锈钢. 者中最高.并且与液氨一样，同样存在安全隐患.因此，自90年代以后国际上也已经很少以氨水作为脱硝还原剂. （10）脱硝系统可用率不小于100%.NH，逃逸浓度低于5mg/Nm²（6%0）（若运行中脱硝效率为50%，则要求氨逃逸浓度可以控制在3 mg/Nm²以下). 尿素在小型、中型和大型SNCR装置上已有不少成功运行实绩，证明是一种可行的技术选 择.尿素转氨系统是用尿素作为化学原料，因此有效避免了氨的运输和大量存储可能引发的风险.由于尿素的氨当量约为56%，且其能够很容易就近购买到，运输要求相对较低，且运输方便，可以用火车或汽车运输，运输和储存不需要特别的安全措施，因此，在安全性方面具有明显优点. （11）脱硝工程设计将按照电厂3×135MW行，尽量避免和减少较大的变更与改造，减少对机 机组工程已有的设施、现有的条件因地制宜地进组安全运行的影响. 3.2还原剂选择 根据SNCR烟气脱硝工艺的反应原理，SNCR脱硝反应所需的还原剂为氨气，其可以通过液氨、氨水或尿素三种化学原料之一获取. 氨水制氨用作SNCR烟气脱硝系统国内尚不多见，主要由于氨水采购浓度仅为25%，电厂脱硝系统使用量大，运输成本较高，且由于烟气脱硝为气氨，所以，加热汽化能耗大，运行成本在三 因此，尿素作为还原剂用于SNCR烟气脱硝技术中，可以取得较为理想的脱硝技术效果，而且尿素在安全性方面具有优势. 液氨和尿索两种还原剂优缺点对比见表7. 烟气脱确所用还原剂的优缺点 表7 还原剂 优点 缺点 建议液氨 还原剂和蕴发成本低 安全间题 若液氨贮存场地瑞足国家相关的安全标准、规范要求，并敢得危险化季品管理许可，可以使用 当法规不允许使用减复，或人口密度高，或特别强测安全的情尿素 设有安全问题 相比减氨，设备投资较离： 运行能耗较高 况下使用 布点设置为锅炉旋风分离器的人口烟道，布置方法为环形布置，即在每台锅炉的两个蓑风分离器人口烟道外壁上部、左右两侧进行喷枪的布置，此方法不仅能使得喷射的还原剂与烟气进行完全的混合，还能满足SNCR脱硝系统尿素溶液全方位的与烟气中的氮氧化物发生充分的反应，并且有控的方法，能满足单枪的喷射流量、压力，并和整 足够的反应时间.同时，喷枪的喷射采用单枪单体的喷射相互对应，从而能使脱硝系统稳定的运行. 尿素已成功地为全世界的SNCR系统使用了很多年，技术上比较简便可靠，同时使用尿素作为还原剂，不会对系统产生安全隐患，再加之兆丰铝电公司自备电厂对安全要求相对较高，因此本次脱确技术改造工程采用尿素作为脱硝还原剂. 3.3系统流程及喷枪布置 SNCR脱硝工程项目由于属于改造项目中新建工程，所以根据厂区的实际情况以及实际空间需求，将整个脱确项目按照一拖三的施工规范进行设计和施工，实现公用系统一拖三，单元机组单元控制的最优配置方案.不仅能有效的节省主厂房面积，更能极大的降低了建设成本，使得脱硝系 统兼顾系统稳定与空间灵活，从面满足我厂三台锅炉同时进行脱硝的运行，在满足环保排放要求的基础上，极大的节约空间和成本. 4改造后脱硝效果分析 性能保证指标的条件为： 电厂在正常运行中，所使用煤种和进行脱硝工程技术改造设计时的煤种接近； 锅炉在正常工况范围（锅炉出口分离器出口烟温不低于850℃）.SNCR设计人口NO浓度为150mg/Nm²（标态，干基，6%含氧量）. SNCR脱硝对于喷枪的布置由一定的特殊要求，如反应温度、反应时间、布置方法，位置以及烟气混合程度等，经现场勘察以及分布模拟，喷枪的 后，不仅对周围环境空气质量的改善有了非常积极的作用，而且取得了较乐观的经济效益. 4.1主要实现技术指标 采用SNCR脱硝技术，SNCR脱硝装置人口NOx含量：150mg/Nm²（标态，干基，6%含氧量） 根据上述分析，对改造前后NO的排放量及排放浓度进行对比，可以明确说明山西兆丰铝电公司自备电厂SNCR脱硝改造工程有效地降低了 烟气污染物中NO的排放量，有非常好的环境效益. SNCR脱硝装置出口NOx含量：≤50mg/Nm²（标态，干基，6%含氧量） 在锅炉正常工况范围内，脱硝装置的氨逃逸浓度不大于5mg/Nm².在脱硝效率低于50%的运行条件下，脱硝装置的氨逃逸浓度不大于3 mg/Nm². 5结束语 文中对山西兆丰铝电公司自备电厂目前的三台135MW机组进行了脱硝工程技术改造.通过对山西兆率铝电公司自备电厂现有构架及安全生产角度的仔细考量，最终采用了SNCR脱硝工艺方案，并选用尿素作为脱确反应所需的还原剂.经SNCR脱硝工程技术改造后，山西兆丰铝 电自备电厂SNCR脱硝装置效率达70%以上，NOx排放浓度小于50mg/Nm²，NOx排放量每年减少约626t，年排放量约为200t，且脱硝改造后，NOx地面浓度减低幅度达60%以上. SNCR装置脱硝效率：≥66.7% S0/S0 转化率：≤1% 对锅炉效率的影响：≤0.5% 4.2环境效益分析 SNCR脱硝工程总投资618万元.完成改造后，全厂的NO排放得到了非常有效的控制.全厂烟气污染物NO在改造前后的排放状况和排放量见表8. 表8 SNCR脱硝改造前后NOx污染物排放情况 污染物 年排放量（/a） 项目 3×135MW机组 约826本期改造前 排放浓度（mg/K=²） 150NO 本期改造后 年排放量（t/a） 00排放浓度（=g/Nm） <50，约40~45 参考文献 [1]王小明，薛建明，颜俭，等，固内外烟气脱破技术 的发展与现状[J].电力环境保护.2000.16（1）：31 34.[2]李海，管一明，王飞，影响温式石灰石烟气脱碳系统脱硫效率的因素分析阴[J].电力际境保护， 2007 23(2) :28 30.[3]曾庭华，温法烟气脱碱吸收塔系统的设计和进行分析[J].电力环境保护，2002（12）：5-9.[4]候鹏飞.石灰石湿法脱硫性能指标在线监测与控制[5]王祖培，火电厂烟气温法脱碳装置吸收塔的设计 策略的优化设计[1].2011.[J].煤化工 2002(5) ：4448.[6]郭教，李药堂，手军，烟气脱破喷淋塔本保设计与分析[J].热力发电，2004（1）：39-41.[7]邮吉明，王书肖，陆水琪.燃煤二氧化硫污染控制技 术手册[M].北京：化学工业出版社，2001. 注：（1）SNCR脱硝系统可用率为100%. 满足《火电厂大气污染物排放标准）（CB13223- 由表中的结果可见，电厂NOx的排放浓度均2003）第3时段排放标准要求. 兆丰铝电公司自备电厂SNCR脱硝装置效率大约为75.79%，NO的排放浓度小于50mg/Nm².改造前，每年NOx排放量约为826t 改造后，每年NOx排放量预计为200t，减排626t.NO每一污染当量排污费征收标准为1.2元， NOx污染当量值为0.95kg.可见通过SNCR脱确工程技术改造，可节约排污费626t×1000×1.2元/0.95kg≈79万元，改造成本回收年限约为8年.充分说明兆丰铝电自备电厂在脱硝技术改造
