LNBOFASNCR聯(lián)合脫硝技術(shù)在煤粉爐應(yīng)用

1、LNB+OFA+SNCR聯(lián)合脫硝技術(shù)在煤粉爐的應(yīng)用廣州分公司 伍力 王士永 摘要：本文介紹了LNB、OFA加SNCR的聯(lián)合脫硝技術(shù)在220t/h煤粉鍋爐的應(yīng)用，簡述其技術(shù)特點(diǎn)和工藝流程,并通過試驗(yàn)測試了其脫硝率和對爐效率的影響。改造工程達(dá)到了設(shè)計(jì)要求。該系統(tǒng)的投產(chǎn)為其以后的推廣做出了范例。關(guān)鍵詞：煤粉爐 LNB OFA SNCR 脫硝【Abstract】This paper introduces the joint denitration technology of SNCR(Selective Noncatalytic Reduction), OFA(Over Fire Air) add L

2、NB(Low Nitrogen oxide Burner) in pulverized coal fired boiler 220 t/h. The writer briefly introduces the application of technical characteristics, the technological process. The experiment tested its denitration rate and the influence of the boiler efficiency. Reconstruction project meets design req

3、uirements. This system for its future promotion production made examples?！綤ey words】：pulverized coal fired boiler LNB OFA SNCR denitration1 前言2007年我國火電廠排放的氮氧化物總量已增至840萬噸。據(jù)專家預(yù)測，若無控制，2020年我國氮氧化物排放量將達(dá)到3000萬噸，氮氧化物帶來的大氣污染將會越來越嚴(yán)重，為了藍(lán)天白云，營造人類美好家園，必須控制氮氧化物的排放。我國早在2003年就出臺文件要求電廠脫硝，“十二五”期間節(jié)能減排將增加“脫硝”這一約束性硬指標(biāo)。

4、為此，廣州石化自備電站1#、2# 220t/h煤粉爐開始實(shí)施脫硝技術(shù)改造。2 工程簡介廣州石化自備電站現(xiàn)有4臺220t/h煤粉爐，主要擔(dān)負(fù)1320萬噸/年煉油和20萬噸/年乙烯裝置的供汽供電。電站污染物的排放量占全廠污染物的排放總量的50%以上。根據(jù)現(xiàn)場的具體情況，經(jīng)過技術(shù)比選，2010年9月，我們采用LNB+OFA+SNCR聯(lián)合脫硝技術(shù)，完成了對1#、2# 220t/h煤粉爐進(jìn)行了技術(shù)改造。2.1改造前煤粉鍋爐的現(xiàn)狀改造前煤粉鍋爐的技術(shù)參數(shù)見表1 表1、 廣州石化自備電站1#、2#煤粉鍋爐技術(shù)規(guī)范（改造前）項(xiàng)目內(nèi)容鍋爐制造商武漢鍋爐廠 1990年投產(chǎn)鍋爐類型WGZ-220/9.8-13 高壓

5、、汽包、自然循環(huán)、固態(tài)排渣煤粉爐燃料類型煙煤：Car 49.83%Oar8.56%Sar0.81%Aar23.17%Qnet,ar 19.21 MJ/kgHar3.10%Nar0.83%Mt 13.70%Vdaf37.84%燃燒配置直流四角噴燃 每個角一、二次風(fēng)布置為212212假想切圓522mm鍋爐壓力高壓 9.8Mpa鍋爐蒸發(fā)量220t/h主蒸汽溫度540給水溫度210排煙溫度134.2鍋爐效率92.4%煙氣氧濃度6%（高溫省煤器煙氣入口）CO 排放目標(biāo)50mg/m3（CO實(shí)際排放30mg/m3）飛灰含碳量1%-3%SOx排放采用尾部煙氣半干法脫硫（400 mg/Nm3）NOx 排放600

6、-800 mg/Nm3 2.2脫硝改造的技術(shù)路線表1可看出1#、2#煤粉爐在無脫硝技術(shù)的情況下，NOX排放為600800mg/Nm3，根據(jù)火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)(GB13223-2003)規(guī)定，第一時段的煤粉爐NOX 650mg/Nm3，顯然廣石化煤粉爐多數(shù)處在NOx排放不達(dá)標(biāo)的情況。根據(jù)煤燃燒NOX的產(chǎn)生機(jī)理，我們一方面可以在燃燒過程中通過改變?nèi)紵绞絹硪种芅OX的產(chǎn)生，另一方面在燃燒后的煙氣中再進(jìn)行二次脫硝。燃燒過程中脫硝指通過控制燃燒條件來減少NOx的生成，主要有低氧燃燒、循環(huán)流化床燃燒技術(shù)、分段燃燒技術(shù)、煤粉濃淡分離技術(shù)及低氮燃燒器技術(shù)等。燃燒后的煙氣脫硝指對燃燒后生成煙氣進(jìn)行處理。

7、目前主要有液體吸收法、微生物法、活性炭吸附法、電子束法、SCR和SNCR法。最終廣石化選擇了低氮燃燒器、分段燃燒及SNCR技術(shù)相結(jié)合的脫硝路線。本次1#、2#煤粉爐脫硝技術(shù)改造后目標(biāo)，NOX的排放濃度定在240mg/Nm3(鍋爐負(fù)荷不低于70%時)；且改造后鍋爐熱效率不降低。2.2.1 LNB（低氮燃燒器）采用低NO 燃燒器（LNB），改變?nèi)紵目諝獾幕旌戏绞剑刂芆2的濃度，降低火焰溫度，縮短滯留時間，從而控制NOX的生成。低氮燃燒器在現(xiàn)有的四個角的上、下層一次風(fēng)管（共8個）進(jìn)行改造（見圖一）。圖中的煤粉分布盤對煤粉實(shí)現(xiàn)均勻濃縮作用，另外低氮燃燒器噴口（共8個）由于其外徑較小，只需放入原來的

8、一次風(fēng)噴口，并焊接加固即可。煤粉分布盤距低氮燃燒器噴口距離為1650mm。其簡圖見圖二圖一、 低氮燃燒器改造示意圖圖二、煤粉分布盤和低氮燃燒器噴口簡圖2.2.2 OFA（燃盡風(fēng)）OFA（燃盡風(fēng)）脫硝是利用改變?nèi)紵龡l件的控制方法。降低空氣比，降低燃燒溫度，減少NO 轉(zhuǎn)化率；減少空氣預(yù)熱，降低燃燒溫度，控制NOx 的生成；降低燃燒室熱負(fù)荷，即降低燃燒室氣體溫度，從而控制NOx生成。OFA空氣分級燃燒技術(shù)原理如圖三，將每個角的燃燒器一、二次風(fēng)布置高度方向由212212改為21212，供給各燃燒器的空氣量控制在理論空氣量的90%左右，使煤粉在缺氧的燃燒條件下燃燒，此時主燃燒區(qū)內(nèi)空氣過剩系數(shù)為0.90.

9、95，在這一燃燒區(qū)域內(nèi)為還原性氣氛，從而抑制NOx的生成。之后煙氣進(jìn)入還原區(qū)，主燃區(qū)生成的NOx在這一區(qū)域內(nèi)發(fā)生焰內(nèi)分解和還原，另一方面，由于此處的空氣過剩系數(shù)較主燃區(qū)稍高，促進(jìn)了碳的完全燃燒。為了完成全部燃燒過程，完全燃燒所需的空氣從燃燒器的上方噴入，與第一、二階段的貧氧燃燒條件下的煙氣混合，在空氣過剩系數(shù)1的條件下完成全部燃燒過程。由于整個燃燒過程所需空氣是分級供入爐內(nèi)的，使整個燃燒過程分為兩級或兩級以上進(jìn)行。 本次改造OFA從各角總二次風(fēng)道引出，在標(biāo)高17.8米處通過OFA噴口水平進(jìn)入爐膛，燃盡風(fēng)道設(shè)調(diào)節(jié)風(fēng)門控制風(fēng)量，風(fēng)道中布置柔性補(bǔ)償器，以保證鍋爐本體鋼架不承受更多的載荷，并滿足膨脹要

10、求；設(shè)置吊架，承受風(fēng)道載荷。OFA噴口角度為不可調(diào)節(jié)式，其噴口形成的假想切圓直徑為1388mm，與燃燒器切圓旋向相同，OFA噴口為八邊形，尺寸352495，單支OFA噴口面積0.26m2，如圖四。圖四、OFA噴口及其布置簡圖低氮燃燒改造（LNB+OFA）后，保留原有的二次風(fēng)口，燃燒參數(shù)在總風(fēng)量和空氣溫度不變的基礎(chǔ)上，進(jìn)行OFA調(diào)整，以達(dá)到低氮燃燒的目的。各風(fēng)量配比見表2。表2、鍋爐燃燒用風(fēng)對比表項(xiàng)目風(fēng) 溫 風(fēng) 率%噴口總面積 m2一次風(fēng)乏氣送粉70/溫風(fēng)送粉110300.70二次風(fēng)326401.48OFA326301.04 2.2.3 SNCRSNCR工藝是一個燃燒后的脫硝過程，通過在鍋爐中噴

11、入適量的尿素/氨水等脫硝還原劑來去除NOx的化學(xué)反應(yīng)過程。脫硝還原劑噴入爐膛溫度為8501250的區(qū)域，在無催化劑作用下，NH3或尿素等氨基還原劑可選擇性地還原煙氣中的NOx，反應(yīng)式如下：NH3為還原劑：4 NH3 + 4NO + O2 4N2 + 6H2O尿素為還原劑：2NO+CO(NH2)2 + 1/2O2 2N2+CO2+2H2O當(dāng)反應(yīng)溫度過高時，由于氨的分解會使NOx還原率降低，另一方面，反應(yīng)溫度過低時，氨的逃逸增加，也會使NOx還原率降低。SNCR技術(shù)中控制好氨的逃逸是一項(xiàng)重要指標(biāo)，若噴入的NH3不充分反應(yīng)，則逃逸的NH3不僅會使煙氣中的飛灰容易沉積在鍋爐尾部的受熱面上，而且煙氣中N

12、H3遇到SO3會產(chǎn)生NH4HSO4易造成空氣預(yù)熱器堵塞，并有腐蝕的危險。SNCR的工藝流程圖見圖五。尿素/氨水溶液還原劑（下面簡稱還原劑）從儲罐底部流出經(jīng)離心泵泵打至計(jì)量模塊，其間有一路循環(huán)管，通過循環(huán)管調(diào)節(jié)閥來控制進(jìn)入計(jì)量模塊的溶液量。計(jì)量模塊布置在鍋爐前墻22.40m層現(xiàn)有鍋爐平臺上，經(jīng)過計(jì)量后的還原劑溶液進(jìn)入分配模塊，分配裝置將這些藥劑分送給6個噴槍。噴槍用于霧化溶液并將其噴入爐膛，霧化風(fēng)機(jī)提供的一定壓力和流量的空氣作為包裹攜帶風(fēng)將霧化后的還原劑液滴噴入爐膛。圖五、SNCR工藝流程示意圖本次SNCR改造提出了氨水和尿素兩個方案，主要原因是因?yàn)閺V石化自產(chǎn)氨水，能降低生產(chǎn)成本并可以直接通過管

13、道引入，但在改造后調(diào)試期間，經(jīng)過反復(fù)試驗(yàn)，氨水溶液都達(dá)不到預(yù)期的脫硝效果，原因是氨水溶液的氨容易蒸發(fā)，注射到爐膛內(nèi)迅速轉(zhuǎn)為氣態(tài)，由于氣態(tài)的氨很難穿透煙氣，與煙氣的混合程度遠(yuǎn)不如尿素溶液的穿透力和混合度，并且尿素是一種無毒、低揮發(fā)的液體,在運(yùn)輸和儲存方面比氨更加安全。于是改用尿素方案，并將原來的6支噴槍改為3支噴槍，每支噴槍的流量比原來略為增大。2.3. 改造目標(biāo)在燃用設(shè)計(jì)煤種時，脫硝改造性能是否達(dá)到如下目標(biāo)：1) SNCR裝置出口煙氣NOx濃度降低到240mg/Nm3（鍋爐負(fù)荷不低于70%條件下測試），且在煙氣中NOx濃度為600-800 mg/Nm3時，綜合降氮脫硝率不小于60%。 2) 在

14、保證上述測試時，氨逃逸量10L/L。 3) 脫硝改造后，鍋爐熱效率不降低。3 改造工程效果評估為評估本次脫硝改造的效果，廣州石化特委托西安熱工院進(jìn)行了改造前、后的性能測試。在燃用設(shè)計(jì)煤種時，最大額定工況連續(xù)運(yùn)行7天，評估脫硝改造性能。3.1 測試項(xiàng)目及方法1) 煙氣NOx和O2濃度在鍋爐空氣預(yù)熱器出口取煙氣除濕冷卻后后接入NGA2000型煙氣分析儀分析煙氣中的O2、NO。煙氣中NOx的濃度計(jì)算方法如下：2）鍋爐效率鍋爐效率依據(jù)GB10184-88電站鍋爐性能試驗(yàn)規(guī)程，采用反平衡法進(jìn)行計(jì)算，熱損失主要包括：排煙熱損失q2、化學(xué)未完全燃燒熱損失q3、固體未完全燃燒熱損失q4、散熱損失q5及灰渣物理

15、熱損失q6。主要記測項(xiàng)目有煤質(zhì)取樣及分析，排煙溫度及煙氣成份測量，飛灰、爐渣取樣及分析3）氨逃逸濃度測試在高溫空預(yù)器入口截面選取4個代表點(diǎn)作為NH3取樣點(diǎn)。氨逃逸樣品采用美國EPA制訂的CTM-027標(biāo)準(zhǔn)以化學(xué)溶液法采集，并記錄所采集的干煙氣流量和O2濃度。通過分析樣品溶液中的氨濃度，并根據(jù)所采集的煙氣流量和O2，計(jì)算各采集點(diǎn)處煙氣中干基NH3濃度。3.2評估結(jié)果脫硝改造前后，1#爐各工況的NOx排放濃度測量結(jié)果匯總于表3、表4。改造前NOx排放濃度約591632mg/Nm3，改造后不投運(yùn)SNCR時可控制到約249281mg/Nm3，投運(yùn)SNCR后進(jìn)一步降低到約221237mg/Nm3，整體脫

16、硝效率達(dá)到61.6%。SNCR系統(tǒng)的平均脫硝率為14.2%，平均NH3逃逸濃度為2.4L/L。NOx排放濃度和氨逃逸濃度均達(dá)到設(shè)計(jì)指標(biāo)。1#爐改造前、后爐效率試驗(yàn)可看出排煙溫度相差不大，飛灰可燃物略有升高，爐渣可燃物有所降低。改造前全燒煤工況平均鍋爐效率為91.67%，改造后全燒煤且投運(yùn)SNCR工況平均鍋爐效率為91.76%（其中SNCR尿素溶液噴入的水分造成的熱損失約為0.23%）。改造后全燒煤工況鍋爐效率增加0.09個百分點(diǎn)。滿足“鍋爐熱效率不降低”的性能保證值，測試合格。表3、改造前、后測試各工況NOx排放濃度及NH3逃逸濃度1#爐負(fù)荷及燃料工況號O2Nox（6%O2）脫硝率NH3%mg

17、/Nm3%L/L改造前190t/h，純煤T-014.6591-190t/h，摻瓦斯T-024.6571-220t/h，純煤T-035.2632-改造后，不投SNCR190t/h，純煤T-02-13.826854.7 -190t/h，摻瓦斯T-01-23.324956.4 -220t/h，純煤T-03-14.228754.6 -改造后，投SNCR190t/h，純煤T-02-23.422162.64.51190t/h，摻瓦斯T-01-13.523059.70.93220t/h，純煤T-03-24.023762.51.80平均61.62.41表4、改造前、后爐效率匯總表1#爐負(fù)荷及燃料實(shí)測排煙溫度修

18、正排煙溫度氧量飛灰可燃物爐渣可燃物SNCR水分熱損失鍋爐效率效率變化平均效率變化%改造前190t/h，純煤149.3147.84.652.005.45092.02-220t/h，純煤156.5156.35.161.594.70091.30-190t/h，摻瓦斯154.5152.84.562.146.51091.69-改造后，不投SNCR190t/h，純煤141.9145.23.764.381.42091.34-0.68-220t/h，純煤151.8155.44.242.561.53091.900.60-190t/h，摻瓦斯150.7157.93.552.240.85092.000.31-改造后，投SNCR190t/h，純煤141.8143.83.443.511.530.2491.69-0.330.09220t/h，純煤154.4157.43.952.250.300.2491.810.51190t/h，摻瓦斯147.7155.63.302.5