吉林省火力发电厂脱硝技术分析

闫淑梅，王 鑫

（1.吉林省电力勘测设计院，长春 130022；2.国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春 130021）

随着我国对环境保护的日益重视，燃煤电厂的污染物排放更受到人们的关注，国家和地方环保部门对燃煤电厂污染物的排放浓度和总量有了较严格的控制。GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》的颁布实施，加大了我国燃煤电厂的污染物减排力度，也增加了污染物减排工作的压力，因此全面了解本地区的脱硝现状，根据机组实际情况，选择效率高、无副产物、不形成二次污染、装置结构简单、运行可靠、便于维护的脱硝工艺，对于燃煤电厂达到GB 13223—2011 标准规定的2014年7月1日后燃煤电厂锅炉NOx排放浓度限值为100mg／m3的目标具有重要的现实意义。

1 吉林省燃煤电厂脱硝现状

截至2013年底，吉林省火力发电机组装机容量约为1 700×104kW，采用脱硝工艺有低氮燃烧技术、选择性催化还原工艺（SCR）以及非选择性催化还原工艺（SNCR）。其中SCR 装机容量607×104kW，占总装机容量的35.7%，SNCR 667×104kW，占总装机容量的3.9%。吉林省内已投运脱硝机组现状见表1。

2 脱硝技术原理及两种工艺比较

SCR脱硝技术反应原理为：在催化剂和氧气存在的条件下，在较低的温度范围（280～420℃）内，还原剂（氨、CO 或碳氢化合物等）有选择地将烟气中的NOx还原生成为N2和H2O 来减少NOx排放。因为整个反应具有选择性和需要催化剂存在，故称之为选择性催化还原（SCR），此工艺脱硝效率较高。以氨为还原剂的SCR 其主要反应为：

4NO＋4NH3＋O2→4N2＋6H2O

4NO2＋4NH3＋O2→3N2＋6H2O

SNCR 工艺原理是将含有NHx基的还原剂（如氨、尿素）喷入炉膛温度为800～1 100℃的区域，该还原剂迅速热解成NH3在无催化剂作用下选择性地与烟气中的NOx进行反应生成N2，此工艺脱硝效率较低。以尿素作为还原剂为例，其主要反应为：

（NH2）2CO→2NH2＋CO

NH2＋NO→N2＋H2O

2CO＋2NO→N2＋2CO2

SCR 与SNCR 脱硝工艺对比见表2。

表2 SCR与SNCR脱硝工艺对比

3 典型案例

3.1 某电厂2×350 MW 机组低氮燃烧器改造实例

某电厂1、2号2×350MW 机组SCR 脱硝装置已于2011年完成安装并投入运行，设计效率不低于50%。该厂于2013年10月对2号机组进行了低氮燃烧器改造，但并未对1号机组进行低氮燃烧器改造。1号机组低氮燃烧器改造前及2号机组低氮改造后脱硝装置相关参数检测数据见表3。

从表3中数据可以看出，2 号机组完成低氮燃烧改造之后，脱硝装置入口质量浓度较1号机组降幅达48%以上，改造效果良好。

表3 1、2号机组SCR脱硝装置实测数据

3.2 某电厂SNCR工艺脱硝装置运行实例

某电厂2×330 MW 机组配备SNCR 脱硝工艺，采用尿素作还原剂，设计效率不低于50%，由于该厂为循环流化床锅炉，该炉型对于燃煤氮氧化物的生成本身具有一定的抑制作用，通过加装SNCR装置，使机组氮氧化物浓度维持在较低的水平，脱硝装置相关参数检测数据见表4。

表4 某电厂SNCR脱硝装置实测数据

3.3 某电厂330 MW 机组SCR 工艺脱硝装置运行实例

某电厂330 MW 机组采用低氮燃烧器＋选择性催化还原工艺（SCR），设计脱硝效率在投运两层催化剂的条件下不低于80%，该机组脱硝装置相关检测数据见表5。

表5 SCR脱硝装置实测数据

4 两种工艺运行及设备维护

4.1 SCR脱硝工艺

a.根据入口NOx浓度合理控制还原剂投入量以降低氨逃逸浓度，减少硫酸氢铵的生成量，减少对空气预热器的腐蚀。

b.保证吹灰器正常运行，防止催化剂堵塞、积灰影响脱硝性能。

c.脱硝系统连续长周期投运时，应定期对部分设备进行切换运行，保证备用设备的可用性。

d.检修期间，对氨喷射系统进行维护，确保未发生堵塞、变形等情况，以免影响氨喷射均匀性。

e.加强入厂还原剂品质的管理，保证还原剂质量。

4.2 SNCR脱硝工艺

a.尿素溶液制备过程中，应确保已制备完毕的尿素溶液及时输送至存储罐，避免输送管道中的尿素溶液因长时间停留而有尿素析出，堵塞管道。

b.当环境温度低于0℃时，伴热管、冷渣器出口至溶解罐冷凝水管、蒸汽加热管道应采取保温措施，防止发生结冻造成管道堵塞。

c.SNCR 系统连续长周期投运时，应每间隔一定周期进行输送泵切换运行，避免管道堵塞；当系统停运时，须关闭溶解罐出口手动门，避免溶解罐出口管道尿素析出堵塞管道。

d.机组运行时，SNCR 系统的喷枪雾化风、冷却风需处于连续投运状态，避免喷枪堵塞及过热损坏。

e.加强尿素的采购与日常管理工作，保证进厂的每一批次尿素品质满足设备运行要求。

5 结束语

结合吉林省火力发电机组脱硝装置的实际运行情况分析表明，低氮燃烧器＋SCR 脱硝工艺和SNCR 脱硝工艺均满足GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》规定NOx排放的要求。

SNCR 脱硝工艺脱硝效率较低，但初始投资较少，整体设备占用空间小；SCR 脱硝工艺脱硝效率高，但初始投资较大，后续催化剂更换费用较高，整体设备占用空间较大。

建议吉林省火力发电机组在进行脱硝改造时如果锅炉初始NOx排放浓度较低、没有脱硝场地、设备投入资金少的情况下宜采用SNCR 脱硝工艺；对锅炉初始NOx排放浓度较高、预留脱硝场地、投入资金充足的情况下宜采用低氮燃烧技术＋SCR 脱硝工艺。