火电机组调峰技术论文(2)
火电机组调峰技术论文篇二
火电机组烟气脱硝技术选择
摘要：火电厂烟气脱硝已成为未来国家环境治理的重点工作，选择合适的脱硝方法，对火电厂脱硝效率、投资及运行成不都有较大影响，通过对几种脱硝方式的比较，提出适应的脱硝方式。
关键词：烟气 脱硝 SCR
Technical selection of gas denitration for PowerPlant
Abstract： Gas denitration for thermal power plant has beenkey project of national environmental governance in the future.Whether suitable method of denitration is selected or not, affects the efficiency of NOx reduction, as well as investment and operating cost.By comparing several different kinds of methods of denitration, it presents applicable method of denitration .
Key words：GasdenitrationSCR
中图分类号： 文献标识码： A文章编号：2095-2104(2012)01-0020-02
某厂2×300MW直接空冷凝汽式汽轮发电机组，于2004年9月、10月分别通过168小时试运行。随着环保要求的不断提高，一期机组烟气NOx排放已经不能满足环保要求，需要对一期锅炉烟气系统进行相应改造，加装脱硝装置，进一步降低NOx排放，改善大气质量，满足环保要求。
1脱硝工艺
1.1脱硝工艺简介及方案
目前应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有低氮燃烧技术、选择性催化还原技术(Selective Catalytic Reduction，简称SCR)、选择性非催化还原技术(Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR)以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术。
1.2 SCR烟气脱硝技术
选择性催化还原(SCR)技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术。SCR技术是在金属催化剂作用下，以NH3作为还原剂，将NOx还原成N2和H2O。NH3不和烟气中的残余的O2反应，而如果采用H2、CO、CH4等还原剂，它们在还原NOx的同时会与O2作用，因此称这种方法为“选择性”。主要反应方程式为：
4NH3+4NO+O2─>4N2+6H2O(1)
8NH3+6NO2 ─>7N2+12H2O(2)
选择适当的催化剂上述反应可以在300℃~400℃的温度范围内有效进行。在NH3/NO=1的条件下，可以得到80%～90%的NOx脱除率。目前，世界各国采用的SCR系统占绝大多数，技术成熟运行可靠，NOx脱除率高。我国在建的大多数电厂机组配套脱硝系统采用的就是SCR烟气脱硝技术。
1.3 SNCR烟气脱硝技术
选择性催化还原脱除NOx的运行成本主要受催化剂寿命的影响，一种不需要催化剂的选择性还原过程或许更加有竞争力，这就是选择性非催化还原技术。该技术是用NH3、尿素等氨基还原剂喷入炉内与NO进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850~1100℃的区域，该还原剂迅速热分解成NH3并与烟气中的NO进行SNCR反应生成N2和水。该方法是以炉膛为反应器。氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用。在950~1050℃范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为：
NH3为还原剂
4NH3 + 4NO +O2 →4N2 + 6H2O
尿素为还原剂
2NO+CO(NH2)2 +1/2O2 → 2N2 + CO2 +2 H2O
当温度高于1100℃时，NH3则会被氧化为NO，即
4NH3+ 5O2 → 4NO + 6H2O
不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。NH3的反应最佳温度区为950~1050℃。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。NH3是高挥发性和有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。
1.4 SNCR/SCR混合烟气脱硝技术
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是把SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应的技术结合起来，进一步脱除NOx。它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。该联合工艺于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置上进行试验，试验表明了该技术的可行性。理论上，SNCR工艺在脱除部分NOx的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨，但是控制好氨的分布以适应NOx的分布的改变却是非常困难的。为了克服这一难点，混合工艺需要在SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统。通过试验和调节辅助氨喷射可以改善氨气在反应器中的分布效果。SNCR/SCR混合工艺的运行特性参数可以达到40%~80%的脱硝效率，氨的逃逸为3~15ppm。
由于锅炉机组投运时间较早，省煤器出口NOx排放浓度较高，结合工程实际情况，本期工程可按下述四个方案进行考虑。
方案一：低氮燃烧技术+SCR法——先通过低NOx燃烧技术改造将锅炉NOx排放浓度控制到650mg/Nm3再用SCR脱硝装置将锅炉NOx排放浓度降低到100mg/Nm3。
方案二：SCR法——直接通过SCR脱硝装置将锅炉NOx排放浓度降低到100mg/Nm3。
方案三：低氮燃烧技术+SNCR法——通过低NOx燃烧技术改造+SNCR混合法将锅炉NOx排放浓度降低到200mg/Nm3。
方案四：SNCR/SCR法——通过SNCR/SCR混合法将锅炉NOx排放浓度降低到200mg/Nm3。
2 烟气脱硝技术的选择
根据以上所了解的脱硝工艺，目前减少火电厂NOx排放的方法有多种，各种工艺的工程投资和脱硝效率各不相同，如何选择适合于本工程的脱硝工艺，主要从以下几个方面综合考虑：
(1)NOx排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求;
(2)脱硝工艺要适用于本工程已确定的煤种条件，并考虑燃煤来源的变化可能性;
(3)脱硝工艺技术成熟、设备运行可靠,并有较多成功的运行业绩;
(4)脱硝装置占地面积小，投资费用省;
(5)脱硝剂要有稳定可靠的来源;
(6)运行、检修和维护费用小。
根据上面介绍的锅炉脱硝方法结合本工程实际情况，应首先考虑低NOx燃烧技术，低NOx燃烧技术的特点在于成本低，系统相对简单，特别是针对投运较早的机组改造方面具有很大优势，而烟气脱硝技术与低NOx燃烧技术相结合应用于工程，降低机组运行费用。烟气脱硝技术中，SCR法和SNCR/SCR混合法在大型燃煤电厂均已获得商业应用。其中SCR法在全球范围内有数百台的成功应用业绩和十几年的运行经验，日本和德国95%的烟气脱硝装置采用SCR技术，由于该方法技术成熟、脱硝率高、几乎无二次污染应是国内烟气脱硝工程选择的重点。现就上述四个方案进行如下比较。
方案一低氮燃烧技术+SCR法：先采用低氮燃烧技术进行燃烧器相关改造，初步降低NOx的排放量，之后再进行SCR法烟气脱硝。该方案在满足新环保标准的同时，不仅可减少催化剂的使用和投资，减少催化剂引起的压降，节约厂用电和还原剂的消耗，还可有效的降低投及运行费用。
方案二SCR法：本工程锅炉排放浓度达1200mg/Nm3，为满足《火电厂大气污染物排放标准》中100 mg/Nm3的要求，需设置大量的催化剂模块，并且还原剂耗量较大，现有还原剂供应系统不能同时满足一、二期工程脱硝系统至少5天的耗量，需要对还原剂制备及工艺系统进行相应的扩容改造。
方案三低氮燃烧技术+SNCR法、方案四SNCR/SCR(一层催化剂)混合法：由目前这两种方法的常规脱硝效率一般在40~75%，均难以满足《火电厂大气污染物排放标准》的新环保标准，因此不予考虑。
3 结语
通过对上述技术方案比较，按照技术先进，工艺成熟，经济合理，工程应用广泛，二次污染较小，可靠性高以及脱硝效率高的原则，并结合电厂的场地建设条件，工程脱硝系统设计推荐采用方案一“低NOx燃烧+SCR烟气脱硝”技术。
参考文献 (References)
于龙;张彦军[选择性催化还原(SCR)脱硝技术研究[J];锅炉制造;2005年
第一作者简介：
吉建新，1978年生，男，山西朔州人，毕业于上海交通大学自动化专业，工程师。
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