低氮燃烧器与OFA加SNCR联合脱硝技术(共10页)

1、2011科协论文低氮燃烧器、OFA加SNCR联合(linh)脱硝技术在2220t/h煤粉炉的应用(yngyng)伍力 摘要(zhiyo)：本文介绍了低氮燃烧器、OFA加SNCR的联合脱硝技术在220t/h煤粉锅炉的应用，简述其技术特点和工艺流程,并通过试验测试了其脱硝率和对炉效率的影响。该系统的投产为其以后的推广做出了范例。关键词：220t/h煤粉炉 低氮燃烧器 OFA SNCR 脱硝1 前言2007年我国火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨。据专家预测，若无控制，2020年我国氮氧化物排放量将达到3000万吨，氮氧化物带来的大气污染将会越来越严重，为了人类美好家园，为了子孙后代的蓝天白云

2、，必须控制氮氧化物的排放。我国早在2003年就出台文件要求电厂脱硝，“十二五”期间节能减排将增加“脱硝”这一约束性硬指标。为此，广州石化自备电站煤粉炉开始实施脱硝技术改造。1.1氮氧化物的产生机理在氮氧化物中，NO占有 90% 以上，二氧化氮占 5%-10% ，产生机理一般有燃料型、热力型和快速温度型三种： 热力型NOx 燃烧时，空气中的氮气在高温下氧化产生，随着反应温度T的升高，其反应速率按指数规律增加。快速型NOx 由于燃料挥发物中碳氢化合物高温分解生成的 CH 自由基可以和空气中氮气反应生成 HCN 和 N ，再进一步与氧气作用以极快的速度生成，在反应区附近会快速生成 NOx 。 燃料型

3、 NOx 由燃料中氮化合物在燃烧中氧化而成。在生成燃料型 NOx 过程中，首先是含有氮的有机化合物热裂解产生 N、CN、HCN 和等中间产物基团，然后再氧化成 NOx 。这三种类型的NOx，其各自的生成量和煤的燃烧温度有关，在电厂锅炉中燃料型NOx是最主要的，占NOx排放的60%80%，热力型其次，快速型最少。1.2 脱硝技术的分类目前脱硝技术分为燃烧前脱氮、燃烧过程中脱硝及燃烧后的烟气脱硝。燃烧前脱氮指燃烧前对燃料进行脱氮处理，目前有生物脱氮技术、洗选等方法。燃烧过程中脱硝指通过控制燃烧条件来减少NOx的生成，主要有低氧燃烧、循环流化床燃烧技术、分段燃烧技术、煤粉浓淡分离技术及低氮燃烧器技术

4、等。燃烧后的烟气脱硝指对燃烧后生成烟气进行处理。目前主要有液体吸收法、微生物法、活性炭吸附法、电子束法、SCR和SNCR法。 SCR称为选择性催化还原技术，技术成熟，设备(shbi)投资高，脱硝效率达80%90%，设备占用空间较大，关键技术难度大，特别是对氨逃逸的控制(kngzh)难度大，催化剂要求(yoqi)高。SNCR称为选择性非催化还原技术，技术成熟，脱硝效率较低达30%50%投资少，占地少，工艺简单，多用于旧电厂改造。2 广州石化自备电站煤粉锅炉简介（表1）项目内容锅炉制造商武汉锅炉厂 1990年投产锅炉类型WGZ-220/9.8-13 高压、汽包、自然循环、固态排渣煤粉炉燃烧配置直流

5、四角喷燃 每个角一、二次风布置为212212燃料类型烟煤假想切圆522mm亚临界或超临界高压 9.8Mpa锅炉负荷220t/h锅炉蒸汽温度540给水温度210排烟温度134.2锅炉效率92.4%转向室处氧浓度（高温省煤器烟气入口）4%低负荷下省煤器氧浓度5%现有CO排放30mg/m3CO 排放目标50mg/m3现有飞灰含碳量1%-3%现有SOx控制尾部烟气半干法脱硫现有SO2排放400 mg/Nm3现有NOx 控制方法无NOx 排放无控制600-800 mg/Nm3 表1、 广州石化自备电站煤粉锅炉简介3 脱硝技术的选择上表可看出1#、2#煤粉炉在无脱硝技术的情况下，Nox排放为600800m

6、g/m3，根据火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)规定，第一时段的煤粉炉Nox 650mg/m3，显然广石化煤粉炉多数处在NOx超标排放的情况。为了响应“办好亚运会、当好东道主”的号召，NOx排放必须达标。为此煤粉炉势必要进行脱硝改造。在脱硝技术选择方面，由于燃烧前脱氮要占用时间多、场地大，不便操作，因此主要选择燃烧过程中脱硝及燃烧后的烟气脱硝的技术。烟气脱硝中SCR的技术占用空间大、投资大，虽然脱硝效率高，但其主要用于新建的电厂。最终广石化选择了低氮燃烧器、分段燃烧及SNCR技术相结合的脱硝路线。广州石化地处广州市，而广州市属于环保要求(yoqi)的重点城市，结合今后环保标准

7、的不断严细，因此(ync)我们将本次(bn c)1#、2#煤粉炉脱硝技术改造后NOx的排放浓度定在240mg/Nm3(锅炉负荷不低于70%时)；且改造后锅炉热效率不降低。3.1 低氮燃烧器与OFA锅炉低氮燃烧改造包括两个部分，即低氮燃烧器改造和OFA（Over Fire Air：燃尽风，也称为火上风）改造。低氮燃烧器在现有的四个角的上、下层一次风管（共8个）进行改造（见图一）。图中的煤粉分布盘对煤粉实现均匀浓缩作用，另外低氮燃烧器喷口（共8个）由于其外径较小，只需放入原来的一次风喷口，并焊接加固即可。煤粉分布盘距低氮燃烧器喷口距离为1650mm。其简图见图二。 图一、 低氮燃烧器改造示意图图二

8、、煤粉分布盘和低氮燃烧器喷口简图OFA空气分级燃烧技术原理如图三，供给各燃烧器的空气量控制在理论空气量的90%左右，使煤粉在缺氧的燃烧条件下燃烧，此时主燃烧区内空气过剩系数为0.90.95，在这一燃烧区域内为还原性气氛，从而抑制NOx的生成。之后烟气进入还原区，主燃区生成的NOx在这一区域内发生焰内分解和还原，另一方面，由于此处的空气过剩系数较主燃区稍高，促进了碳的完全燃烧。为了完成全部燃烧过程，完全燃烧所需的空气从燃烧器的上方喷入，与第一、二阶段的贫氧燃烧条件下的烟气混合，在空气过剩系数1的条件下完成全部燃烧过程。由于整个燃烧过程所需空气是分级供入炉内的，使整个燃烧过程分为两级或两级以上进行

9、，故称为空气分级燃烧。 本次(bn c)改造OFA从各角总二次风道引出，在标高(biogo)17.8米处通过OFA喷口水平进入炉膛，燃尽风道设调节风门(fn mn)控制风量，风道中布置柔性补偿器，以保证锅炉本体钢架不承受更多的载荷，并满足膨胀要求；设置吊架，承受风道载荷。OFA喷口角度为不可调节式，其喷口形成的假想切圆直径为1388mm，与燃烧器切圆旋向相同，OFA喷口为八边形，尺寸352495，单支OFA喷口面积0.26m2，如图四。图四、OFA喷口及其布置简图低氮燃烧改造后，保留原有的二次风口，燃烧参数在总风量和空气温度不变的基础上，进行OFA调整，以达到低氮燃烧的目的。各风量配比见表2。

10、项目风 量风 温风 率喷口总面积Nm3 / h%m2一次风乏气送粉70/温风送粉110300.70二次风326401.48OFA326301.04表2、锅炉燃烧用风对比表 3.2 SNCR技术SNCR工艺是一个燃烧后的脱硝过程，通过在锅炉中喷入适量的尿素/氨水等脱硝还原剂来去除NOx的化学反应过程。脱硝还原剂喷入炉膛温度为8501250的区域，在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，反应式如下：NH3为还原剂：4 NH3 + 4NO + O2 4N2 + 6H2O尿素(nio s)为还原剂：2NO+CO(NH2)2 + 1/2O2 2N2+CO2+2H2O当反应

11、温度(wnd)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。SNCR技术(jsh)中控制好氨的逃逸是一项重要指标，若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生NH4HSO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。SNCR的工艺流程图见图五。尿素/氨水溶液还原剂（下面简称还原剂）从储罐底部流出经离心泵泵打至计量模块，其间有一路循环管，通过循环管调节阀来控制进入计量模块的溶液量。计量模块布置在锅炉前墙22.40m层现有锅炉平台上，经过计量后的还原剂溶液进入分配模块

12、，分配装置将这些药剂分送给6个喷枪。喷枪用于雾化溶液并将其喷入炉膛，雾化风机提供的一定压力和流量的空气作为包裹携带风将雾化后的还原剂液滴喷入炉膛。图五、SNCR工艺流程示意图本次SNCR改造提出了氨水和尿素两个方案，主要原因是因为广石化自产氨水，能降低生产成本并可以直接通过管道引入，但在改造后调试期间，经过反复试验，氨水溶液都达不到预期的脱硝效果，原因是氨水溶液的氨容易蒸发，注射到炉膛内迅速转为气态，由于气态的氨很难穿透烟气，与烟气的混合程度远不如尿素溶液的穿透力和混合度，并且尿素是一种无毒、低挥发的液体,在运输和储存方面比氨更加安全。于是改用尿素方案，并将原来的6支喷枪改为3支喷枪，每支喷枪

13、的流量比原来略为增大。4 效果(xiogu)测试 为评估(pn )本次脱硝改造(gizo)的效果，广州石化特委托西安热工院进行了改造前、后的性能测试。4.1 测试目的在燃用设计煤种时，最大额定工况连续运行7天，脱硝改造性能是否达到如下标准：SNCR装置出口烟气NOx浓度降低到240mg/Nm3（锅炉负荷不低于70%条件下测试），且在烟气中NOx浓度为600-800 mg/Nm3时，综合降氮脱硝率不小于60%。 在保证上述测试时，氨逃逸量10L/L。 脱硝改造后，锅炉热效率不降低。4.2 试验工况安排试验分三个阶段进行，分别为：改造前：锅炉反平衡热效率试验及NOx、O2浓度试验；改造后：低氮燃烧

14、工况下（不投SNCR时）锅炉反平衡热效率和NOx排放浓度。改造后：低氮燃烧和投SNCR工况下锅炉反平衡热效率、总脱硝效率和氨（NH3）逃逸浓度。每个阶段分别有3个工况：正常负荷（190t/h）、100%锅炉负荷（220t/h）、掺烧瓦斯工况（190t/h）。 测试项目及方法烟气NOx和O2浓度在锅炉空气预热器出口取烟气除湿冷却后后接入NGA2000型烟气分析仪分析烟气中的O2、NO。烟气中NOx的浓度计算方法如下：锅炉(gul)效率锅炉(gul)效率依据GB10184-88电站(din zhn)锅炉性能试验规程，采用反平衡法进行计算，热损失主要包括：排烟热损失q2、化学未完全燃烧热损失q3、固

15、体未完全燃烧热损失q4、散热损失q5及灰渣物理热损失q6。主要记测项目有煤质取样及分析，排烟温度及烟气成份测量，飞灰、炉渣取样及分析氨逃逸浓度测试在高温空预器入口截面选取4个代表点作为NH3取样点。氨逃逸样品采用美国EPA制订的CTM-027标准以化学溶液法采集，并记录所采集的干烟气流量和O2浓度。通过分析样品溶液中的氨浓度，并根据所采集的烟气流量和O2，计算各采集点处烟气中干基NH3浓度。4.5 1#炉试验结果（2#炉同，略）NOx排放浓度及NH3逃逸浓度脱硝改造前、后，1#炉各工况的NOx排放浓度测量结果汇总于表3。改造前NOx排放浓度约591632mg/Nm3，改造后不投运SNCR时可控

16、制到约249281mg/Nm3，投运SNCR后进一步降低到约221237mg/Nm3，整体脱硝效率达到61.6%。SNCR系统的平均脱硝率为14.2%，平均NH3逃逸浓度为2.4L/L。NOx排放浓度和氨逃逸浓度均达到设计指标。1#炉负荷及燃料工况号O2NOx脱硝率NH3% HYPERLINK mailto:mg/Nm36%25O2 mg/Nm36%O2%L/L改造前190t/h，纯烧煤T-014.6591-190t/h，掺烧瓦斯T-024.6571-220t/h，纯烧煤T-035.2632-改造后，不投SNCR190t/h，纯烧煤T-02-13.826854.7 -190t/h，掺烧瓦斯T-

17、01-23.324956.4 -220t/h，纯烧煤T-03-14.228754.6 -改造后，投SNCR190t/h，纯烧煤T-02-23.422162.64.51190t/h，掺烧瓦斯T-01-13.523059.70.93220t/h，纯烧煤T-03-24.023762.51.80平均61.62.41表3、改造前、后测试各工况NOx排放浓度及NH3逃逸浓度4.6 锅炉效率1#炉改造前、后炉效率试验表见表4、表5。汇总后见表6。可看出排烟温度相差不大，飞灰可燃物略有升高，炉渣可燃物有所降低。改造前全烧煤工况平均锅炉效率为91.67%，改造后全烧煤且投运SNCR工况平均锅炉效率为91.76%

18、（其中SNCR尿素溶液喷入的水分造成的热损失约为0.23%）。改造后全烧煤工况锅炉效率增加0.09个百分点。满足“锅炉热效率不降低”的性能保证值，测试合格。项目单位1#炉改造前效率计算工况编号T-01（190t/h，纯烧煤）T-02（190t/h，掺烧瓦斯）T-03（220t/h，纯烧煤）煤质分析Car%49.8349.8347.00Har%3.103.102.74Oar%8.568.567.20Nar%0.830.830.77Sar%0.810.810.61Mt%13.7013.7012.30Aar%23.1723.1729.38Vdaf%37.8437.8438.97Qnet,arkJ/k

19、g192101921017760排烟氧含量%4.654.565.16排烟温度149.25154.50156.50飞灰可燃物含量%2.02.11.6炉渣可燃物含量%5.56.54.7排烟热损失q2%6.106.306.78化学未完全燃烧热损失q3%0.000.000.00固体未完全燃烧热损失q4%0.981.081.09散热损失q5%0.880.880.75灰渣物理热损失q6%0.200.210.29热损失总和%8.168.478.90锅炉热效率%91.8491.5391.10修正后锅炉热效率%92.0291.6991.30表4、1#炉改造(gizo)前效率项目单位1#炉改造后效率计算工况编号改

20、造后不投SNCR改造后投SNCRT-02-1T-03-1T-01-2T-01-1T-02-2T-03-2工况说明190t/h，纯煤220t/h，纯煤190t/h，掺瓦斯190t/h，纯煤220t/h，纯煤190t/h，掺瓦斯煤质分析Car%48.3351.5951.5951.5948.3351.59Har%3.133.523.523.523.133.52Oar%9.429.339.339.339.429.33Nar%0.850.940.940.940.850.94Sar%0.510.460.460.460.510.46Mt%11.2010.2010.2010.2011.2010.20Aar%2

21、6.5623.9623.9623.9626.5623.96Vdaf%38.1538.2938.2938.2938.1538.29Qnet,arkJ/kg181501971019710197101815019710排烟氧含量%3.764.243.553.303.443.95排烟温度141.91151.76150.67147.67141.76154.41飞灰可燃物含量%4.42.62.22.63.52.2炉渣可燃物含量%1.41.50.92.81.50.3排烟热损失q2%5.696.416.396.205.506.37化学未完全燃烧热损失q3%0.000.000.000.000.000.00固体未

22、完全燃烧热损失q4%2.111.030.881.091.690.86散热损失q5%0.860.740.880.860.840.75灰渣物理热损失q6%0.240.210.210.210.240.21热损失总和%8.908.408.368.378.278.19锅炉热效率%91.1091.6091.6491.6391.7391.81修正后锅炉热效率%91.34 91.90 92.00 91.80 91.69 91.81 表5、1#炉改造(gizo)后效率(xio l)计算(j sun)1#炉负荷及燃料实测排烟温度修正排烟温度氧量飞灰可燃物炉渣可燃物SNCR水分热损失锅炉效率效率变化平均效率变化%改

23、造前190t/h，纯烧煤149.3147.84.652.005.45092.02-220t/h，纯烧煤156.5156.35.161.594.70091.30-190t/h，掺烧瓦斯154.5152.84.562.146.51091.69-改造后，不投SNCR190t/h，纯烧煤141.9145.23.764.381.42091.34-0.68-220t/h，纯烧煤151.8155.44.242.561.53091.900.60-190t/h，掺烧瓦斯150.7157.93.552.240.85092.000.31-改造后，投SNCR190t/h，纯烧煤141.8143.83.443.511.530.2491.69-0.330.09