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已投运燃煤发电厂进行脱硝改造的分析探讨


No. 6  2010         华北电力技术   NORTH CH I A ELECTR IC POW ER N

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已投运燃煤发电厂进行脱硝改造的分析探讨
郭   ,李   楠 庆
(神华国华 (北京 )电力研究院有限公司 ,北京 100069; 华北电力科学研究院有限责任公司 ,北京 100045 )<

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摘   : 随着国家环保要求的日益严格 ,目前新建 300MW 级以上电厂大部分均随主机建设脱硝装置 ,在经济发 要 达地区已投运电厂已经开始进行脱硝技改 。由于已投运电厂的锅炉特性 、 场地布置方式等均有不同 ,对脱硝技 术的选择也都各异 。本文针对这类问题 ,对比了燃烧器改造 、 、 OFA 再燃 、 SNCR、 等脱硝技术特点 , 从如何 SCR 选用脱硝技术 ,以及各种脱硝技术在已投运电厂进行加装脱硝系统改造的技术选择时需要注意的问题进行探 讨 ,对已投运电厂的脱硝技改提供参考意见 。 关键词 : 已投运电厂 ; 脱硝技术 ; 改造 中图分类号 : X773    文献标识码 : B    文章编号 : 1003 2 9171 ( 2010 ) 06 2 0021 2 04

近些年来 ,人们越来越多的关注环保方面的 问题 。其中来自火力发电等工业燃料所排放出来 的大量 NOx 已造成不同程度的大气污染 , 并且成 为助长“ 温室效应 ” 等重大环境问题在全球范围 内横行的罪魁祸首 。我国燃煤电站 2000 年 NOx 的排放为 469 万 t, 2002 年为 520 万 t, 预计到 2010 年将达到 550 万 t。如果按照燃煤电厂目前 的机组扩容速度和排放情况 , 仅仅控制了 SO2 的 排放 , 而不采取有效的烟气脱硝技术控制 NOx 的 排放 , 2010 年以后的 5 ~10 年 , NOx 排放总量将 会超过 SO2 , 成为电力行业的第一大酸性气体污 染排放物
[1]

Abstract:W ith the stricter national environmental p rotection requirement, most of the newly2built 300 MW and above fit by adding denitration system. There are differences in boiler p roperty, site layout, etc in operating power p lants, so it should make different choice for denitration. A imed at these p roblem s, this paper compared technical features in denitration technology and, such as burner retrofit, OFA , reburning, SNCR , SCR , etc, and discussed how to p lants . Key words: operating power p lant; denitration technology; retrofit

power p lants are installed with denitration system. In the developed area, operating power p lants have began to retro2 choose denitration technology and matters need attention when choosing a denitration technology to retrofit operating power p lants, this paper p roposed some reference ideas for denitration technical transformation in operating power

0  引言

( 11 Shenhua Guohua ( Beijing) Electric Power Research Institute Co. L td. , Beijing 100069, China;



21North China Electric Power Research Institute Co. L td. , Beijing 100045, China )

Ana lysis and I nvestiga tion on D en itra tion Retrof it i n O pera ti g Coa l2f ired Power Plan t n
Guo Nan, L i Q ing

事实上 ,我国也早已经认识到 NOx污染物排 放的问题 。 1982年 4月 6 日 , 国务院颁布了 大气 《 ( 环境质量标准 》 GB3095 —1982 ) , 并于 1982 年 8 月 1日起实施 , 大气环境质量标准分为三级 , 规定 了 NOx 的浓度限值日平均排放标准。 1996 年修订 ( 为 环境空气质量标准 》 GB3095 —1996 ) , 在此基 《 础上根据各地区的地理、 气候、 生态、 政治、 经济和 大气污染程度 , 确定大气环境质量分为三类。另 外还特别规定 NOx 的浓度限值 。 1996 年国家环保 局修 订 了《火 电 厂 大 气 污 染 物 排 放 标 准 》 (G B13223 —1996 ) , 在本标准中首次规定了 NOx 排放量标准限值 , 规定 1997 年 1 月 1 日起环境影 响报告书待审查批准的新 、 改建火电厂 300 MW 扩、 及以上机组固态排渣煤粉炉 NOx 排放质量浓度不

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得超过 650 mg/m 。 2003 年 12 月 23 日发布了进 一步 修 订 的《火 电 厂 大 气 污 染 物 排 放 标 准 》 ( GB13223 —2003 ) [ 2 ] ,随着国际环保压力的增大 , GB13223 目前也正在修订中 ,环保要求越来越严格 的趋势不会改变 。作为首都北京市还发布了北京 市地方标准 DB11 / 139 —2007《 锅炉大气污染物排 放标准 》 ,由于奥运会的影响 ,新标准中规定的氮氧 化物排放量非常低 。标准划分了 2 个时段 ,第 I时 段是 2008年 6 月 30 日之前 ,第Ⅱ 时段是 2008 年 7 月 1 日之后 , 标准规定在用电站锅炉在第 I时段 3 NOx 排放量不得高于 250 mg/Nm ,第Ⅱ 时段 NOx 排 放量不得高于 100 mg/Nm ,而新建 、 扩建、 改建 3 机组不分时段均需达到 100 mg/Nm 的 NOx 排放 指标 ,这一标准要比国外的要求还高 ,这说明我们 国家对 NOx 排放的控制还是非常严格 , 治理大气 污染的力度也非常大 。 因此 , 随着经济的发展 , 有效控制燃煤造成 的大气污染已经刻不容缓 , 特别是控制燃煤过程 [4] 中的氮氧化物 , 脱硝技术显得相当重要 。虽然 还没有强制政策出台 , 但各大电力集团的新建机 组都已经随主机配备了 SCR 烟气脱硝系统 。北 京市内的燃煤电厂均已进行了脱硝技术改造 , 如 神华国华北京热电分公司 、 大唐国际北京高井热 电厂 、 华能北京热电厂已对脱硝系统进行改造 。 将来随着对要求电厂安装脱硝强制政策的出台 , 已投运电厂需要进行加装脱硝系统的技术改造 。
3[ 3 ]

剂迅速热分解成 NH3 和其它副产物 ,随后 NH3 与 烟气中的 NOx 进行 SNCR 反应而生成 N2 。 SNCR 还原 NO 的反应对于温度条件非常敏 感 ,炉膛上喷入点的选择 ,也就是所谓的温度窗口 的选择 ,是 SNCR 还原 NO 效率高低的关键 。一 般认为理想的温度范围为 700 ~1 100 ℃, 并随反 应器类型的变化而有所不同 。当反应温度低于温 度窗口时 ,由于停留时间的限制 ,往往使化学反应 进行的程度较低反应不够彻底 , 从而造成 NO 的 还原率较低 ,同时未参与反应的 NH3增加也会造 成氨气泄漏 。而当反应温 度高 于温度 窗口 时 , NH3 的氧化反应开始起主导作用 。 4NH3 + 5O2 →4NO + 6H2 O 从而 , NH3 的作用成为氧化并生成 NO , 而不 是还原 NO 为 N2 。 SNCR 还原 NO 的过程是上述 两类反应相互竞争 、 共同作用的结果 。选取合适 的温度条件同时兼顾减少还原剂的泄漏成为 [5] SNCR 技术成功应用的关键 。 选择性非催化还原技术 ( SNCR ) 具有 以下 优点 : ( 1 ) 系统简单 。不需要改变现有锅炉的设备 设置 ,而只需在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨 或尿素储槽 ,氨或尿素喷射装置及其喷射口即可 , 系统结构比较简单 ; ( 2 ) 系统投资小 。相对于 SCR 没有催化剂 等投入投资较小 ; ( 3 ) 阻力小 。对锅炉的正常运行影响较小 ; ( 4 ) 系统占地面积小 。需要的较小的氨或尿 素储槽 ,可放置于锅炉钢架之上而不需要额外的 占地预算 。 但 SNCR 也存在着明显的缺点 , 如脱硝效率 较低 ,脱硝剂喷射不均匀导致 NH3 逃逸率较高 , 对下游设备造成负面影响 。 112  SCR烟气脱硝技术 选择性催化还原 ( SCR ) 脱硝 是由 美国 Ee2
gelhard 公司发明并于 1959 年申请了专利 , 而日

1  燃煤电厂脱硝技术的分类
根据燃煤电厂燃料燃烧的反应过程分类 , 控 制 NOx 的方法共有三种 : ( 1 ) 燃料脱氮 ; ( 2 ) 燃烧 中脱氮 ; ( 3 )烟气脱硝 。 燃料脱氮技术至今尚未很好的开发 , 相关报 道较少 ,有待于今后的进一步研究 。对于在燃烧 中改进燃烧方式和生产工艺的脱氮技术 , 国内外 已经做了大量的研究 , 开发了如低 NOx 燃烧器 , 分级配风 , OFA ( over fire air) , 再燃等技术控制 。燃烧后的烟气脱硝技术是我们目 前普遍采用的脱硝技术 , 包括选择性非催化还原 ( SNCR )和选择性催化还原 ( SCR ) , 本文着重对 烟气脱硝技改进行研究探讨 。 111  SNCR 烟气脱硝技术 选择性非催化还原 ( SNCR )脱除 NOx 技术是 把含有 NHx 基的还原剂 (如氨气 、 氨水或者尿素 等 )喷入炉膛温度为 800 ~1 100 ℃ 的区域 ,该还原
NOx 的生成
[5]

本率先在 20 世纪 70 年代对该方法实现工业化 。 它是利用 NH3 和催化剂 (铁 、 、 、 、 钒 铬 钴 钼及碱金 属 ) 在温度为 300 ~450 ℃ 时将 NOx 还原为 N2 。 NH3 具有选择性 , 只与 NOx 发生反应 , 基本上不 与 O2 反应 。 SCR 法中催化剂的选取是关键。对催化剂的 要求是活性高、 寿命长、 经济性好和不产生二次污 染 。在以氨为还原剂来还原 NOx 时 , 虽然过程容

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易进行 ,铜 、 铬、 铁、 锰等非贵金属都可起有效的催 化作用 ,但因烟气中含有 SO2 、 尘粒和水雾 ,对催化 反应和催化剂均不利 ,故采用 SCR 法必须首先进 行烟气除尘和脱硫 ,或者是选用不易受肮脏烟气污 染影响的催化剂 ; 同时要使催化剂具有一定的活 性 ,还必须有较高的烟气温度 。通常是采用 TiO2 为基体的碱金属催化剂 ,最佳反应温度为 300 ~400 ℃。 SCR 法是国际上应用最多 ,技术最成熟的一种 烟气脱硝技术 。在欧洲已有 120 多台大型的 SCR 装置的成功应用经验 , NOx 的脱除率达到 80% ~
90% ;日本大约有 170 套 SCR 装置 , 接近 100 000 MW 容量的电厂安装了这种设备 ; 美国政府也将 SCR 技术作为主要的电厂控制 NOx 技术 。

量的关键因素 。这一步是再燃的改造 。 通过以上三步可以达到抑制 NOx 生成的目 的 。这一方法的优点在于不受场地的限制 , 不改 变后面烟道的结构 , 改造的施工工期短 , 投资较 少 ,完全可以在电厂的正常大修期内完成改造工 作 。但这一改造所能达到的脱硝效率仅为 30% ~50% ,且会对锅炉的效率造成一定的影响 ,使锅 炉运行控制变得更加复杂 。 对锅炉进行燃烧中的联合改造这一方法由于 脱硝效率低 ,对锅炉造成负面影响等因素 ,若按照 目前 GB13223 的要求 ,烟气中 NOx 含量需要低于
650 mg /Nm 来计算 ,这一改造方式适用于烟气中 NOx 含量低于 1 100 mg /Nm 的小型较老机组 ,这
3 3

该法的优点是 :反应温度较低通常在 300 ~450 ℃;脱硝率高 ,可达 85%以上 ; 工艺设备紧凑 ,运行 可靠 ;还原后的氮气无二次污染 。但也存在一些明 显的缺点 :烟气成分复杂 ,其中一些成分使催化剂 中毒 ;高分散的粉尘微粒可覆盖催化剂的表面 ,使 [6] 其活性下降 ; SCR 投资与运行费用也较高 。

一类型机组较少考虑长远的环保要求 , 自身的成 本压力也很大 ,可以在达到国家环保部门排放要 求的同时又节省了投资 。 这一改造方式可以有两种实施办法 , 一种是 直接加装 SNCR 系统 , 另一种是在进行低 NOx 燃 烧器 、 、 OFA 再燃等改造之后再加装 SNCR 系统 , 显然后一种方式能够获得更高的脱硝效率 。 本身 SNCR 系统的脱硝效率并不高 ,单独加装 SNCR 系统仅能获得 30%左右的脱硝效率 ,这在一 般的电厂是无法达到环保要求的 ,这样第二种改造 方法就有了更高的可用价值 ,联合脱硝效率可以达 到 50% ~70% 。在实际操作中可以先利用电厂的 大修期 ,对燃烧器等进行改造 ,如果仍不能达到环 保要求 ,再加装 SNCR 系统 ,本身 SNCR 系统并不 占用太多的设备空间 ,在锅炉本体部分仅需安装几 只喷枪用来将还原剂喷入炉中。 这一改造方式适用于烟气中 NOx 含量在 800
3 ~1 000 mg /Nm 的非重点地区 (如大北京地区 、 上海地区 、 珠三角地区等 ) 机组 ,改造考虑一定的 前瞻性 ,至少可以满足目前 GB13223 中对新建机 组的 NOx 排放要求 。 213   脱硝 SCR 改造

2  技改项目对脱硝技术的选择
通过特殊设计的燃烧器结构及改变通过燃烧 器的风煤比例 ,以达到在燃烧器着火区空气分级 、 燃烧分级或烟气再循环法的效果 。在保证煤粉着 火燃烧的同时 ,有效抑制 NOx 的生成 。这一步是 低 NOx 燃烧器的改造 。 燃烧区的氧浓度对各种类型的 NOx 生成都有 很大影响 ,当过量空气系数 α小于 1,燃烧区处于 “ 贫氧燃烧 ” 状态时 ,对于抑制在该区域中 NOx 的 生成量有明显效果 ,即降低过量空气系数和氧气浓 度 ,使煤粉在缺氧条件下燃烧 。根据这一原理 ,我 们把供给燃烧区的空气量减少到全部燃烧所需用 空气量的 70%左右 ,从而既降低了燃烧区的氧浓 度 ,也降低了燃烧区的温度水平。因此 ,第一级燃 烧区的主要作用就是抑制 NOx 的生成并将燃烧过 程推迟。燃烧所需的其余空气则通过燃烧器上面 的燃尽风喷口送入炉膛与第一级所产生的烟气混 合 ,完成整个燃烧过程。这一步是 OFA 的改造 。 在主燃烧器形成的初始燃烧区的上方喷入二 次燃料 ,形成富燃料燃烧的再燃区 , NOx 进入本区 将被还原成 N2 ; 为了保证再燃区不完全燃烧产物 的燃尽 ,在再燃区的上面还需布置燃尽风喷口 ; 改 变再燃烧区的燃料与空气之比是控制 NOx 排放
211   锅炉燃烧器的联合改造

SCR 烟气脱硝技术是目前世界上最成熟运用最 广泛的脱硝技术。国内绝大多数加装脱硝系统的新 建电厂均采用这一方法 ,脱硝效率可以达到 80% ~ 95% ,但在老厂改造的项目中 ,限于场地和已投运的 设备等问题 ,加装 SCR 系统往往比较困难。 SCR 系统催化剂的安装位置在锅炉省煤器和 空预器之间 ,而老厂除非设计时有位置预留 ,否则 这之间是没有安装 A IG、 催化剂等 SCR 系统设备空

212   脱硝 SNCR 改造

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间的。这类老厂的改造可以有两种方式供参考。 第一种 ,省煤器出口加装一个烟气旁路 ,在锅 炉以外的位置规划一块可以安装 SCR 系统的空 地加装 SCR , 经过脱硝的烟气再送回到空预器 。 这一改造方式较为彻底 , 能够得到与新建电厂相 同的脱硝效率 。但烟道改造较为复杂会增大烟气 系统阻力 ,结合催化剂增加的烟气阻力 ,可能造成 引风机的压头不够 ; 而且脱硝后的烟气由于 NH3 的逃逸 ,会对下游的空预器造成腐蚀影响 。这一 改造方式很有可能带来引风机和空预器的同时改 造 ,投资很高 。 第二种 ,之前所提到的燃烧器 、 SNCR 等改造 之后 ,仍不能达到国家环保要求 ,可以在此基础之 上加大 SNCR 部分的喷 NH3 量 , 在锅炉的省煤器 与空预器之间挤出空间 , 加装一层催化剂来进行 选择性催化还原反应进一步脱除 NOx 。这一方案 能够节省大量投资 ,阻力较引出烟气进行 SCR 烟 气脱硝要小 ,如果引风机压头裕量充足可以不用 改造引风机 。缺点是控制复杂 , SNCR 喷 NH3 不 均匀度高 , 影响下游的 SCR 反应 , 导致 NH3 逃逸 过高且不能得到理想的脱硝效率 。 SCR 改造是我们对已投运电厂进行脱硝改 造的最彻底的方法 , 适用于所有需要进行脱硝技 改的电厂 ,但这一方案往往需要下游的空预器和 引风机一同改造 , 改造的工程量很大 。在经济发 达且环保要求严格的地区推荐进行 SCR 改造 。

( 2 ) 对已投运时间不是很长 , 电厂建设在市

区或者市郊的 大 机 组 电 厂 , 建 议 采 用 SNCR 和 SCR 联合改造的方案 。这类电厂通常都有锅炉 效率较高 ,电厂所在地环保要求较高 ,厂区场地比 较紧张等特点 ,不进行燃烧器等项目的改造以避 免锅炉效率降低增加能耗 , SNCR 与 SCR 联动控 制 ,使 SCR 系统使用少量的催化剂即可达到国家 环保要求 ; ( 3 ) 对于投运时间不长 , 锅炉尾部还有较大 空间安装 SCR 系统的大型机组 ,建议采用烟气引 出进行 SCR 系统改造 , 虽然初期投资较大 , 很有 可能连带空预器和引风机同时改造 , 但该项改造 可以做到一劳永逸 ,即使以后环保政策更加严格 , 该系统只需增加催化剂的层数 、 形式或者催化剂 高度即可满足 ,运行操作也较其他改造方案更为 简单 。 我国要求安装烟气脱硝逐渐步入政策化阶 段 ,不久的将来烟气脱硝系统将成为所有的燃煤 机组必须配备环保装置 。 参考文献
[ 1 ] 任剑峰 . 大气中氮氧化物的污染与防治 [ J ]. 科技情

3  结语
综上所述 ,对于不同情况的已投运电厂脱硝 系统的改造 ,给出如下参考意见 : ( 1 ) 对已投运年头较长的小机组电厂 , 推荐 先改造燃烧器 、 、 OFA 再燃等项目 。这样在满足国 家环保政策要求的同时 ,使用了较少的投资 ,有助 于提高电厂的生存能力 ; ? 消息 ?

我国突破核电关键阀门技术

此前一直依赖国外进口的核电站关键设备 —— 核一级比例喷雾阀 ” —“ 已由我国研发人员自主研制成功 。比例喷雾 位于压堆核电站反应堆冷却剂系统 ,是其压力控制设备之一 。近年来 ,我国核电阀门国产化有了突飞猛进的进展 , 但核 电关键阀门技术要求高 ,国内长期以来不具备设计 、 制造能力 ,一直依赖于国外进口 。 由中核苏阀科技股份有限公司与国家核电上海核工程研究设计院共同开发研制成功的“ 核一级比例喷雾阀 ” 样机 已通过专家鉴定 。这标志着我国已经具备了核一级比例喷雾阀的自主设计 、 制造 、 安装 、 调试的能力 。 该阀门的研制成功填补了国内空白 ,打破了国外在核电站关键设备上的技术垄断 。在核电大发展的形势下 ,对推进 核电站关键设备的国产化进程将起到重要作用 。除了核一级比例喷雾阀样机 ,相关单位还成功研制出了 38 个规格的核 级阀门产品 ,同时按照国家核能开发计划 ,正在积极推进主蒸汽隔离阀等 G 级核电站级关键阀门的国产化进程 。 W 本刊编辑部   供稿

报开发与经济 , 2003, (5) : 92 2 93. 京科学出版社 , 2003.
收稿日期 : 2010 2 2 01 04

[ 2 ] GB 13223 —2003,火电厂大气污染物排放标准 [ S ]. [ 3 ] DB 11 /139 —2007,锅炉大气污染物排放标准 [ S ]. [ 4 ] 毛健雄 ,毛健全 ,赵树民 . 煤的清洁然烧 [M ]. 北京 : 北 [ 5 ] 王海强 ,吴忠标 . 烟气氮氧化物脱除技术的特点与分 [ 6 ] 孙 克 勤 , 钟 秦. 火 电 厂 烟 气 脱 硝 技 术 及 工 程 应 用 [M ]. 北京 : 化学工业出版社 , 2007.

析 [ J ]. 能源与环境 , 2004 (3) : 27 2 30.

作者简介 : 郭楠 ( 1983 —) ,男 ,项目经理 , 2004 年毕业于清华大学 热能工程系 ,主要从事环保技术的设计和研究工作 。

(本文编辑   杜秋平 )


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