粤华黄埔发电厂300MW燃煤锅炉SCR法烟气脱硝技术的应用

【摘 要】 SCR 烟气脱硝技术是脱硝效率高，而且运行安全可靠；其脱硝产物可以直接排放大气，且不会对大气造成二次污染。是一种比较理想的脱硝技术，具有广阔的应用前景和研究价值。本文对黄埔发电厂燃煤锅炉SCR烟气脱硝技术的应用进行了介绍。

【关键词】 燃煤锅炉 SCR 脱硝技术

1 主要设备简介及主要技术参数

广东粤华黄埔发电厂配备两台300MW机组。配套的锅炉型式为亚临界压力再热式直流锅炉，单炉膛、露天布置，一次上升式管圈、煤粉燃烧，固态排渣，平衡通风，死角切圆燃烧方式，每台机组配备两台钢球磨煤机，中间仓储式热风送粉系统（如表1）。

锅炉型号为SG-1025/16.7-M313。锅炉为传统的Ⅱ型布置。2011年完成低NOx燃烧器改造和SNCR脱硝改造。2013年3月完成了#5、#6炉尾部受热面加装SCR脱硝装置“Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原法”，形成了SNCR/SCR混合型烟气脱硝技术，即利用原有炉内SNCR 系统的还原剂制备、稀释、喷射、控制系统的基础上，加装烟气尾部脱硝装置（SCR），组成SNCR/SCR联合脱硝工艺。利用尿素热解生成的氨作还原剂，与烟气中的NOx进行反应生成氮气和水，从而进一步降低烟气中的NOx排放。

2 SCR工作原理

图1为催化反应示意图。在烟气脱硝装置中喷入预先制备好的氨气，将烟气中的NO、NO2

还原成N2及H2O。主要反应式为：

4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O （1）

8NH3+6NO2→7N2+12H2O （2）

由于NH3不和烟气中残余的O2发生反应，因此称这种方法为“选择性”催化还原。

3 SCR系统设备简介

广东粤华发电有限责任公司黄埔发电厂#5、#6炉SCR脱销系统改造工程采用尿素作为还原剂，2台锅炉的脱硝装置公用一个还原剂制备、储存及供应区域，并按照80%脱硝效率进行公用区的设计，每台炉配一套热解系统、计量分配系统，并有10%裕量。

尿素热解法制氨系统包括干尿素储藏间、斗式提升机、尿素溶解罐、尿素溶液给料泵、尿素溶液储罐、循环/传输装置、计量和分配装置、背压控制阀组、绝热分解室（内含喷射器）、电加热装置及配电控制装置等。整套系统考虑夏天防晒，冬天防冻措施。

袋装尿素储存于干尿素储藏间，由斗式提升机输送到溶解罐里，用除盐水将干尿素溶解成50%质量浓度的尿素溶液，通过尿素溶液给料泵输送到尿素溶液储罐；尿素溶液经由循环/传输装置、计量与分配装置、雾化喷嘴等进入绝热分解室，从锅炉空气预热器出口抽取的热一次风进入电加热装置加热后进入热解室。雾化后的尿素液滴在绝热分解室内分解，生成SCR脱硝系统所需的还原剂NH3，分解产物经由氨喷射系统（AIG）进入烟气脱硝系统。尿素热解制氨工艺能满足锅炉43%-100%负荷波动的要求，调节方便、灵活、可靠；尿素制氨工艺配有良好的控制系统。

4 工程实施概况

广东粤华发电有限责任公司#5、#6机组脱硝改造工程，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝，反应器布置在省煤器和空预器之间，还原剂采用尿素热解制氨，尿素系统直接利用现有SNCR脱硝系统尿素站，并配套进行空预器改造、引风机改造、二次风控制改造、6kV/380V厂用变压器和配电柜改造、省煤器灰斗输灰改造以及新增工业电视监视点等。空预器改造、引风机改造、二次风控制改造、6kV/380V厂用变压器和配电柜改造系统接入机组DCS相关部分除利用原有通道外，需新增部分DCS卡件及端子板装入原DCS机柜；对于脱硝系统DCS，在#6炉新增一套冗余DPU控制子站，布置于机组DCS电子间内，并接入现有机组DCS系统，脱硝DCS系统控制以远程I/O方式分别接入#6炉新增的DPU控制子站中，新增的远程I/O站布置在就地，以光纤接入新增的DPU控制子站中，实现运行人员在机组DCS操作员站对SCR脱硝系统实现远程监控，进行启停操作、正常运行的监控及事故处理，不设单独的脱硝控制室。脱硝系统控制由新增的冗余DPU控制子站实现。

设备规范如表2。

5 SCR系统投入运行后的效果试验

选择在276MW及211MW负荷下分别进行了脱硝性能测试试验。276MW负荷工况时，机组实测入口NOx浓度达到528mg/Nm3。试验进行时，限于电加热装置其中一个加热器故障，尿素投入装置基本达到最大出力能力。在211MW是机组正常运行的最低负荷，此工况下下，脱硝反应器入口温度最低，达到335℃左右，且此时脱硝反应器入口氧量达到6%左右，试验中将尿素喷入量控制在降低水平进行测试。

脱硝率试验结果见表3。在276MW工况下，A、B反应器实测脱硝率分别达到81.5%和78.6%，B侧反应器效率越低于80%，按照此时入口NOx浓度分别为439mg/Nm3和459mg/Nm3下进行修正，脱硝率设计值分别为77%和73%，所以均达到设计要求。反应器出口NOx浓度分别为81mg/Nm3和89mg/Nm3，均低于100mg/Nm3的环保排放要求。

在211MW工况下，A、B反应器脱硝率分别达到80.3%和78.0%，B侧反应器效率越低于80%，按照入口NOx浓度分别为478 mg/Nm3和488mg/Nm3进行修正，脱硝率设计值分别为72%和71%，所以脱硝率达到设计要求。反应器出口NOx浓度分别为94.3mg/Nm3和98mg/Nm3，均低于100mg/Nm3的环保排放要求。

6 SCR系统投入后运行中的控制

6.1 运行中应注意的关键点

（1）使用油点火的锅炉启动时，未燃尽的油污会粘附在催化剂表面，可能会引起催化剂的燃烧，损坏催化剂。所以在启动中要保证油枪雾化良好，防止未燃尽的油污进入尾部烟道。（2）锅炉风机启动前，必须投入SCR装置的声波吹灰装置，检查吹灰系统投运正常后，方可启动锅炉吸、送风机，以防止SCR催化剂表面积灰，正常运行中，保持SCR 声波吹灰长期投入，锅炉停运后，待风机全部停止方可停止声波吹灰系统。（3）为了保证催化的寿命，催化剂对SNCR系统的投入温度有一定的要求，所以规定锅炉启动后，负荷达到240WM以上并且SCR催化剂前烟气温度300℃以上，方可投入SNCR系统运行。（4）运行中，控制锅炉SCR催化剂前后压差不超过200Pa。（5）蒸汽扰动系统投入时应注意充分暖管，逐渐开启扰动蒸汽调整门，开度不大于20%，进行暖管，控制温升3℃/min范围内。（6）高频声波对人体有害，声波吹灰器运行时，进入反应器内，可能会导致人的死亡。进入反应器内以下事项必须注意：确认吹灰系统已停运； 确认声波吹灰控制箱控制电源已断电；确认吹灰系统压缩空气管路阀门已关闭。

6.2 运行中的调整

锅炉启动后，在SNCR和SCR未投入之前应对锅炉的各个系统进行合理的调整，控制NOX的原始值达到最低，以减少喷氨量。各系统调整建议如下：

6.2.1 制粉系统的运行调节

单独SNCR运行我们可以看出，无磨、单磨、双磨运行中，无磨和单磨运行NOx的排放是较低的，因此在实际的运行中，运行人员应该合理的配置制粉系统的运行方式，尽可能的创造无磨和单磨运行方式，尽量减少三次风带粉，比如在锅炉负荷比较低的时候，应该使制粉系统保持最大出力，提高粉仓粉位，创造停磨时间。在高负荷时，应该尽量减少三次风带粉量。

6.2.2 给粉机的调节

对于给粉的调整方面，应该尽量考虑提高下两层给粉机转速，让下两层给粉机多带粉运行，尽量减小上层给粉机转速，在负荷较低时，可以停止一个或两个上层给粉机的运行。增加下两层给粉转速，配合二次风的调节，刻意的创造出下面两层给粉缺氧燃烧的氛围，使下两层给粉的燃烧滞后，从而降低该区域的热负荷，抑止NOx的大量生成。

6.2.3 二次风的调节

二次风的调节是降低NOx运行调节的关键，一般认为，创造还原性燃烧气氛可以有效的减少燃烧过程中燃料型NOx的生成，在实际运行中，由于下二次风要起托火的作用，不能关得太小，在此条件下，可以通过减少中二次风和上二次风的风量，配合于下两层给粉的增加，使下两层燃烧器所处燃烧区煤粉的燃烧处于相对缺氧的还原性气氛，从而达到降低燃料型NOx生成的目的。

6.2.4 锅炉出口氧量的控制

（1）出口氧量过高将导致排烟损失增大，而且燃料在高氧量下燃烧将对NOx的生成产生负面的影响，但是控制过低的出口氧量运行则会使飞灰可燃物含量增大，降低锅炉效率，所以在运行中，应该二者兼顾。从以前进行的低氧燃烧试验和上面的试验结果来看，炉膛出口氧量控制在2.7%～3.3%之间为宜。（2）在SNCR和SCR投入后为保证SNCR与SCR联合运行效率和经济性，正常运行时应合理分配SNCR系统各层喷氨量比例。在低负荷时，控制SNCR的4层调整门开度为100%，3层调整门开度控制在10%左右。随着锅炉负荷的提高，逐渐将SNCR系统的3层调整门开大。（3）运行中注意声波吹灰系统的压缩空气压力应维持在0.6MPa以上。声波吹灰器自动功能组投入，查声波吹灰器自动投入运行。第一个吹灰器运行10s停止，间隔190s后，第二个运行10s停止，间隔190s后，第三个运行10s停止，间隔190s后，第一个吹灰器运行，如此自动循环。（4）蒸汽扰动系统投入后，应维持母管压力在1.5MPa以下。

7 结语

如何来调整控制NOX的排放，要根据各个锅炉的特点，可以选择SNCR、SCR、以及SNCR/SCR混合型烟气脱硝技术，并综合的考虑各层风、粉的配置，同时兼顾锅炉运行的经济性，通过合理的调节，可以达到一个比较满意的效果。

参考文献：

[1]300MW机组直流锅炉运行规程[S].广东粤华发电有限责任公司.

[2]贾双燕，路涛，李晓芸，等.选择性催化还原烟气脱硝技术及其在我国的应用研究[J].电力环境保护，2004，20（1）：19221.

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