某2×12MW生物质电站烟气脱硝系统改造技术分析

彭丹，李玉娜，杜雅琴

（郑州电力高等专科学校，郑州450002）

　　摘要：某2×12MW生物质电站烟气脱硝标准不达标，对其进行系统改造分析，设计改造为差速流化床锅炉，SNCR脱硝系统可不做更换，大大降低投资费用。同时在引风机出口增加1套臭氧脱硝装置或NaClO₂/NaClO脱硝装置。对2种脱硝方案的工艺流程及改造经济性等进行对比后，本次脱硝改造推荐采用NaClO₂/NaClO脱硝方案。

　　引言

　　我国生物质资源丰富，用于供热、发电等方面的生物质锅炉已具有很大规模，而且容量较小、形式多样。但由于生物质中所含氮元素相对较高，在燃烧过程中燃料氮会转化为氮氧化物（NO_x）造成雾霾、酸雨等严重的环境污染，目前，生物质锅炉主要通过烟气脱硝的方式减少NO_x排放。为改善大气环境质量，保护生态环境，建设可持续发展经济，某生物质发电厂拟对2台机组进行脱硝系统减排改造，改造后烟气排放要达到NO_x排放质量浓度不高于100mg/Nm^3[1]。

　　1现有锅炉及脱硝系统

　　1.1锅炉及脱硝系统基本参数

　　锅炉为济南锅炉厂的75t/h中温中压自然循环联合炉排锅炉，锅炉采用单炉膛、室外布置、固态排渣、全钢结构、底部支撑、上部悬挂结构锅炉。一、二次风量各占空气量的60%和40%，一次风为炉排间隙通风，炉排下部是风室。锅炉主要燃料是农作物秸秆，另外可掺烧木片、树枝等。锅炉及燃料主要特征参数如表1和表2所示。

　　1.2现有脱硝系统方案

　　脱硝系统设计选用选择性非催化还原（SNCR）烟气脱硝工艺^[2]，采用炉内喷氨方式将质量分数为20%氨水喷入炉膛。脱硝装置入口烟气NO_x含量按200mg/Nm³设计，设计脱硝效率逸50%，NO_x排放质量浓度不超过100mg/Nm³。

　　电厂现有脱硝还原剂为质量分数10%的氨水，在氨水储存与制备系统中作为还原剂的氨水，经过计量分配装置的精确计量分配、输送到炉前SNCR喷***处，氨水在输送泵的压力作用下，通过喷***经过空气雾化后，以雾状喷入炉内，与烟气中的NO_x发生氧化还原反应生成氮气，从而达到去除NO_x脱硝目的。

　　SNCR装置通过布置在锅炉炉墙上的喷射系统，先将还原剂喷入第1个反应区（锅炉炉膛为反应器），在850～1250℃高温下，还原剂与烟气中NO_x发生还原反应，将烟气中NO_x还原成N₂和H₂O，从而实现脱氮。主要反应如下：

　　NO_x+NO₂+2NH₃→2N₂+3H₂O(1)

　　4NO_x+4NH₃+O₂→4N₂+6H₂O(2)

　　另外，燃烧过程中影响NO_x生成的主要因素包括炉膛温度、氧气浓度和停留时间，过量空气系数越大，则生成的NO_x就越多。

　　1.3现有脱硝系统效率

　　通过热力试验分析该锅炉SNCR脱硝分别采用氨水和尿素作为脱硝还原剂时在不同温度下效率如表3所示。

　　以上只考虑单层喷***的温度与效率关系，在实际脱硝方案中会在炉膛布置多层喷***（一般为2层），喷***层可以根据炉膛温度的变化进行切换或者调整，通过每层***的还原剂的流量来适应锅炉负荷与温度变化，保证锅炉负荷在60%～110%之间变动时，脱硝效果满足排放要求。

　　由表3可知，SNCR脱硝效率在850℃以上可达到60%，在900℃达到最大值。而温度低于750℃时，锅炉初始NO_x排放又会低于120mg/Nm³，在正常条件下，锅炉的NO_x在采用SNCR脱硝时均能满足NO_x排放不高于100mg/Nm³。但现在脱硝装置入口烟气中NO_x质量浓度最高达到220～230mg/Nm³，NO_x最高排放质量浓度达到110～140mg/Nm³，同时除尘器腐蚀严重，漏风较多，烟囱入口氧含量超过10%，使NO_x浓度值过高，达不到排放要求（≤100mg/Nm³），因此需要改造。

　　2脱硝改造方案

　　2.1脱硝改造分析

　　电厂锅炉主要的低氮燃烧技术如表4所示。本次锅炉改造充分利用现有成熟的低氮燃烧技术^[3-4]，并对锅炉及除尘器做好密封，降低漏风，同时合理配风。在锅炉本体改造时根据电厂燃料进行优化，降低飞灰可燃物含量及烟气含氧量，同时控制复合炉排锅炉炉膛温度稳定在最佳反应温度内（850～950℃）等方法，提高脱硝效率，满足烟气NO_x排放不超过100mg/Nm³。

　　本次改造拟采用差速流化床锅炉或循环流化床锅炉方案^[5]，由于循环流化床锅炉烟气NO_x生成量较低，现有锅炉NO_x排放均可保证不高于150mg/Nm³，从源头减少了脱硝压力。

　　根据电厂已有的SNCR脱硝系统，如果改造为差速流化床锅炉，SNCR脱硝系统可不做更换，更换循环流化床锅炉时，只需要拆掉原有的锅炉脱硝喷***等脱硝系统设备，并重新安装在循环硫化床锅炉即可，可大大降低了脱硝的投资费用。

　　2.2改造方案对比

　　当前，对现役机组进行超低排放改造势在必行，超低排放改造技术路线成熟，可供选择方案较多。本次改造考虑在引风机出口增加1套臭氧脱硝装置或者NaClO₂/NaClO脱硝装置，下面2种方案进行对比。

　　2.2.1臭氧氧化法脱硝^[6-8]

　　臭氧脱硝旨在脱除烟气中的NO_x，臭氧烟气脱硝的原理是用氧化剂将NO_x氧化成NO₂，生成的NO₂再用水或碱性溶液吸收，从而实现脱硝。

　　烟气中NO_x的主要组成部分是NO_x，臭氧的高级氧化作用可以达到脱除效果，而且烟气中的其他有害气体也可以脱除。臭氧作为一种强氧化剂，可以将烟气中不易溶于水的NO氧化成NO₂或更高价的NO_x，然后以相应的吸收液（水、碱溶液、酸溶液或金属络合物溶液等）对烟气进行喷淋洗涤，使气相中的NO_x转移到液相中，实现烟气的脱硝处理。脱硝工艺流程如图1所示。

　　臭氧脱硝过程中NO的氧化机理比较复杂。在实际试验中，可根据低温条件下臭氧与NO的关键反应进行研究。

　　低温条件下，O₃与NO之间的关键反应如下：

　　NO+O₃→NO₂+O₂(3)

　　NO₂+O₃→NO₃+O₂(4)

　　NO₃+NO₂→N₂O₅(5)

　　NO+O+M→NO₂+M(6)

　　NO₂+O→NO₃(7)

　　在典型烟气温度下，臭氧对NO的氧化效率可达84%以上，臭氧法氧化生成的高价态N₂O₅极易溶于水而生成HNO₃，需要进一步地吸收，常见的吸收液有Ca(OH)₂、NaOH等碱液，反应生成NaNO₃、Mg(NO₃)₂等无机盐。有研究一种臭氧低温氧化脱硝工艺及系统，通过臭氧分布器将臭氧发生器中产生的臭氧喷入烟道中，烟道出口与洗涤塔连接，使烟道中的臭氧和烟气混合气体进入洗涤塔中，被臭氧氧化的NO_x在洗涤塔中被水或碱性溶液吸收形成无机酸或无机盐。也有试验利用吸收液将高价NO_x还原成N₂后直接排入大气中，如采用Na2S和NaOH溶液作为吸收剂，NO_x的去除率高达95%，但存在吸收液消耗量大的问题。

　　采用臭氧氧化法脱硝法，需要增加的主要设备如表5所示。

　　2.2.2 NaClO₂/NaClO氧化脱硝^[9]

　　NaClO₂/NaClO氧化脱硝在国内多家电厂已经投运，排放均能满足环保要求。烟气系统由原烟道、脱硝塔、除雾器、净烟道及其辅助设备组成。从锅炉引风机出口引出的烟气，通过原烟道进入脱硝塔。在脱硝塔内净化，经除雾器除去水雾后，通过净烟道通过烟囱排入大气。

　　反应过程如下：

　　1）氧化反应：烟气与喷嘴喷出的循环浆液，在吸收塔内有效接触，循环浆液氧化NO_x，反应如下：

　　2NO+ClO₂+H₂O→NO₂+HNO₃+HCl(8)

　　2）中和反应：氧化产生的SO₂、NO₂在吸收塔内，被烟气中的碱性吸收剂浆液所吸收（以碱性吸收剂采用NaOH为例）：

　　HNO₃+NaOH→NaNO₃+H₂O(9)

　　2NaOH+2NO₂→NaNO₂+NaNO₃+H₂O(10)

　　2NaOH+SO₂→Na2SO₃+H₂O(11)

　　NaClO₂/NaClO脱硝工艺系统的具体配备设备清单如表6所示。

　　2.3方案选取

　　根据本项目原有脱硝系统运行情况及脱硝场地情况，本着尽量减少建设投资及运行费用，综合考虑造价水平和改造经济效℃，对比2种脱硝系统工艺的优缺点综合评价。在典型烟气温度下，臭氧对NO的氧化效率可达84%以上，在利用水吸收尾气时，NO的脱除效率达86.27%。但臭氧脱硝工艺会有较多的氧气生成，造成烟气排放氧含量增高，NO_x排放浓度值也会相应增高。同时电厂烟囱后侧位置狭小，在本厂臭氧发生器需要新建1座房子，位置受限。同时吸收过程产生的酸性废液难以处理、对设备要求高等问题难以避免。

　　NaClO₂/NaClO脱硝方案^[10]吸收效率高，装置可靠性高；喷雾粒径小，吸收浆液表面积大；液气比小，装置省电，循环泵直径少，线速度低，使用寿命高；碱性吸收剂加入到循环浆液箱，进行双pH值运行，保证了深度净化的目标；同时能适应锅炉40%BMCR和110%BMCR工况之间的任何负荷；另外本湿法吸收装置无需重新改造，在保证供应脱硝氧化剂的情况下，具有脱硝效率可任意调节的功能。鉴于此，本改造推荐采用NaClO₂/NaClO脱硝方案。

　　3结论

　　随着国家对污染物排放标准越来越严格，燃煤电厂烟气脱硝改造势在必行。脱硝技术改造对于不同电厂应因地制宜，本文结合该厂现有的SNCR脱硝现状和基础上分析目前存在的问题，并提出2种改造方案，通过技术、经济对比分析后，选择NaClO₂/NaClO脱硝方案。该方案优点如下：

　　1）脱硝效率高，吸收剂成本低；

　　2）操作易于自动化控制，负荷适应能力强；

　　3）综合成本低，初投资少。

　　参考文献

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