某热电厂烟气脱销系统优化方案

烟气波动导致SNCR脱硝效果不稳定。热电厂为满足园区企业生产需求，需要频繁的调整锅炉负荷，这就导致了烟气量及烟温的不断波动，极大的影响了SNCR法的烟气脱硝效率，不稳定的工况造成的超标排放时有发生。由于SNCR法喷枪布置在旋风分离器内，因此喷头的磨损是不可避免的，磨损后的喷头雾化效果差，导致喷氨分布不均匀，造成烟气脱硝效果差。部分时段锅炉以极低的负荷运行，为了排放不超标，操作人员手动过量喷加氨水，产生分布较高的氨逃逸量，使烟气中的飞灰沉积在空气预热器中，烟气中的NH3与SO3反应产生（NH4）2SO4造成空气预热器和烟道挡板门的堵塞及腐蚀。SNCR法正常运行时排放浓度在80mg/Nm3左右，未能达到超低排放限值要求。

从发电厂锅炉工程应用的角度，锅炉降氮脱硝措施可以分为两大类，即低氮燃烧技术及烟气脱硝技术。其中低氮燃烧技术包括：低温燃烧、低过量空气燃烧、低氮燃烧器（LNB）、煤粉再燃、空气分级燃烧等技术；烟气脱硝技术可分为选择性非催化还原反应（SNCR）法、选择性催化还原反应（SCR）法及SNCR-SCR组合法，及氧化吸收法。而低氮燃烧器、煤粉再燃等技术工艺主要应用于煤粉锅炉，与循环流化床锅炉相关的低氮燃烧技术主要为低温燃烧、低过量空气燃烧和空气分级燃烧。

公司采用循环流化床锅炉，目前锅炉初始排放浓度在350mg/Nm3左右，最低约在250/Nm3左右。公司根据环保要求，锅炉加设了SNCR（选择性非催化还原法），SNCR脱硝还原剂采用氨水，经炉内脱硝后锅炉出口氮氧化物浓度可控制在100mg/Nm3以内，SNCR系统脱硝效率为70%左右，但是仍不满足国家超低排放的最新要求，还需不断优化方案。

根据目前国内循环流化床锅炉实际运行经验，SNCR效率已经处于较高水平，提升空间已经十分有限。

结合公司现有氮氧化物排放现状，技改工程可选择的脱硝改造方案有两种，

具体如下：

方案一，对锅炉进行低氮改造，降低锅炉初始氮氧化物排放，然后通过SNCR使烟气氮氧化物达到超低排放。随着烟气超低排放的提出，循环流化床（CFB）锅炉炉内降氮脱硝也涌现了一些新的工艺和技术，新建锅炉以及近期部分改造锅炉，通过锅炉炉内燃烧温度、还原性气氛等控制，减少氮氧化物产生量，使锅炉初始氮氧化物排放浓度降至约150mg/Nm3以及更低的水平。目前公司锅炉通过SNCR可使氮氧化物降低至100mg/Nm3以下，若技改采用锅炉本体低氮燃烧改造，使锅炉初始浓度下降至150mg/Nm3再通过SNCR烟气脱硝，可保证系统出口氮氧化物浓度降至50mg/Nm3。炉内低氮改造主要针对锅炉配风系统、回料系统等进行改造，改造完后基本不增加脱硝运行成本，经济性较好。

方案二：在锅炉尾部烟道设置SCR（选择性催化还原法）脱硝装置，该技术可与已有的SNCR组合，将SNCR喷入的过量氨气在催化剂的作用下，将氮氧化物还原成N2，实现降低NOx排放。SCR脱硝是目前主流的锅炉烟气脱硝工艺，广泛用于煤粉锅炉脱硝，具有脱硝效率高、运行稳定等特点，但催化剂价格昂贵，投资运行成本较高。结合本项目锅炉尾部烟道情况，若SCR催化剂布置在尾部烟道内，则需要对锅炉尾部受热面进行改造，可以腾出3.8m空间布置一层催化剂（催化剂总高度空间要求为3.5m）。现有SNCR烟气脱硝后锅炉出口氮氧化物浓度在100mg/Nm3以内，根据目前单层SCR化学寿命期内的运行情况，3年内单层催化剂脱硝效率在40%左右，可实现系统出口氮氧化物浓度降至50mg/Nm3以内。因此，本项目通过SNCR-SCR的组合也可以在后期保证氮氧化物超低排放，该方案效率相对稳定，但实际运行成本较高。

从脱硝效率看，两个方案均为可行方案，方案二稳定性和可靠性更优，方案一对运行要求相对较高；

从运行维护成本看，方案二后期需要对催化剂进行更换，以保证其催化剂活性，其运行维护成本较高，而方案一由于氮氧化物初始浓度有所降低，SNCR所需的氨水消耗可能还会略微减少，其他运行费用较低；

从改造周期看，方案一改造内容相对较多，方案二，主要对省煤器进行改造，总体两者改造周期相当。

公司1~3#炉次高温次高压锅炉设计制造于2004年左右，4~5#高温高压锅炉设计制造于2011年左右。当时锅炉设计氮氧化物控制、以及床压控制相对比较粗放，与近年来同等级新建锅炉相比有一定差距。随着国家对节能减排工作的推进，对锅炉燃烧系统进行一定优化、改造，以降低污染物排放、降低厂用电，是提高地方热电厂竞争力的重要举措。因此，本项目推荐锅炉本体低氮燃烧改造作为烟气脱硝超低排放的首选方案，今后若国家出台更严格的氮氧化物排放标准，则可再进行SCR改造。