黨梓睿 中國華電集團哈爾濱發(fā)電有限公司

一、公司概況

中國華電集團哈爾濱發(fā)電有限公司現(xiàn)有#1～#5共5臺鍋爐，#1～#3為220t/h煤粉爐，#4、#5為90t/h層燃爐。#1～#3煤粉爐脫硝采用SNCR，#4、#5層燃爐還未配備任何脫硝措施。#1～#5煤粉爐尾部煙氣進入聯(lián)合煙道進入石灰石-石膏濕法吸收塔內(nèi)處理，共配備2個吸收塔，按#1和#2煤粉爐共用一塔、#3、#4、#5煤粉爐共用一塔設(shè)計，吸收塔前為聯(lián)合煙道并設(shè)有每個吸收塔原煙氣擋板門，運行時每個吸收塔原煙氣擋板門的可調(diào)節(jié)開關(guān)可控制#1、#2鍋爐煙氣是否與#3、#4、#5鍋爐煙氣混合后，根據(jù)吸收塔實際負荷工況再分配的方式進入吸收塔。

二、技術(shù)方案

目前進入工業(yè)應用的成熟的燃煤電廠煙氣脫硝技術(shù)主要包括SCR、SNCR和SNCR/SCR聯(lián)合脫銷技術(shù)。

1.SNCR煙氣脫硝技術(shù)是指在鍋爐爐膛溫度900～1100℃的范圍內(nèi)噴入尿素或氨水等還原劑，將其中的 NOX選擇性還原成N2和H2O。SNCR脫硝工藝對爐膛溫度額要求十分苛刻，對鍋爐負荷變化適應性較差，對煤質(zhì)多變、鍋爐負荷調(diào)整頻繁的燃煤電廠，其技術(shù)受到極大的限制。300MW以上鍋爐脫硝效率一般只有25～45%，SNCR煙氣脫硝技術(shù)只適用于老舊鍋爐改造，并且對NOX等大氣污染物排放要求不高的地域內(nèi)。

2.SCR煙氣脫硝工藝是指在煙氣溫度300～420℃的范圍內(nèi)噴入氨水或尿素作為還原劑，在催化劑的作用下與煙氣中的NOX發(fā)生選擇性催化反應生成N2和H2O。SCR煙氣脫硝技術(shù)有著效率高，可靠、成熟等優(yōu)點，應用范圍廣，經(jīng)濟合理，環(huán)境適應性強，特別用于入爐煤質(zhì)多變、鍋爐負荷調(diào)整頻繁以及對大氣污染物要求較高的地區(qū)的燃煤鍋爐上使用。SCR脫硝效率一般可達90%以上，可將煙氣中的NOX排放濃度降至100mg/m3，甚至降到50mg/m3以下。

3.SNCR+SCR聯(lián)合脫硝工藝是指在爐內(nèi)加裝SNCR和煙道上加裝SCR反應裝置。在SNCR區(qū)段噴入氨水（尿素）等還原劑做為脫硝劑，在爐內(nèi)SNCR反應裝置中將部分的NOX進行脫除；在SCR部分利用SNCR工藝未反應完全NOX的在SCR催化劑的催化下將煙氣中的NOX直接還原成N2和H2O分子。該工藝是把SNCR工藝的低成本特點同SCR工藝的高效率以及極低的氨逸率有效相結(jié)合。SNCR+SCR聯(lián)合脫硝工藝目前在國際已有諸多成功案例，綜合脫硝效率可達75～90%。

4.活性分子脫硝分為三大部分：臭氧發(fā)生器、臭氧投加系統(tǒng)和氮氧化物吸收系統(tǒng)。O3發(fā)生器及煙氣混合反應裝置是整個脫硝工藝最為關(guān)鍵的技術(shù)組成。O3發(fā)生器系統(tǒng)利用大氣介質(zhì)通過快速放電將高濃度純氧等離子體電離生成O3分子，在特殊設(shè)計的O3噴嘴通過噴射直接噴入FGD入口煙道的O3反應裝置，從而與煙氣進行瞬間混合，實現(xiàn)NOX、SO2等大氣污染物的充分且快速進行氧化還原反應，滿足NOX、SO2等大氣污染物在高濃度下污染物的脫除效率?；钚苑肿用撓醭瑑襞欧诺墓に噷ΜF(xiàn)有燃煤鍋爐爐膛部分無需改造，僅設(shè)計在鍋爐尾部煙道裝設(shè)O3與鍋爐煙氣綜合反應器的布設(shè)，其輔助設(shè)備的安裝均在FGD入口煙道附近，對鍋爐吸風機和爐本體的正常運行沒有任何影響，且技術(shù)改造工程建設(shè)周期較短?；钚苑肿用撓蹩赏蠖鄶?shù)采用的濕法脫硫FGD系統(tǒng)的燃煤電廠進行NOX的反應吸收。

5.煙氣脫硝技術(shù)比較。

序技術(shù)方案SCR SNCR+SCR SNCR 活性分子脫硝1還原劑 液氨或尿素 液氨或尿素 液氨或尿素 O3項目號2反應溫度 300～420℃ 前段：900～1100℃后段：300～420℃ 900～1100℃ 90～150℃3催化劑 V2O5-WO3（MoO3）/TiO2 僅在SCR部分加裝 不使用 不使用脫硝效率 90%以上 75%～90% 25%～45% 95%以上5 4氧化 導致 SO2/SO3氧化 較 SCR低 不導致 O3投放量合理時，轉(zhuǎn)化率低6 NH3逃逸 ＜ 3 ppm ＜ 3 ppm ＜ 10 ppm 無7 空預器影響 易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蝕 影響較 SCR低 基本無影響 無影響SO2/SO3 8 燃料的 影響 1、磨損催化劑2、催化劑敦化 同SCR 無 無9 鍋爐的 影響 受省煤器出口煙氣溫度影響與 SNCR+SCR影響相同 無受爐膛內(nèi)煙氣Vs、T及NOX的影響10 占地空間 較大，需增加催化劑反應器及液氨等儲備裝置較小，僅需配備尿素制備裝置，附屬設(shè)備較少小，基本不占用鍋爐區(qū)域空間較小，僅需建造制氧設(shè)備間。

三、技術(shù)路線

考慮到哈發(fā)公司1～3號燃煤鍋爐前期脫硝改造采用的是SNCR工藝技術(shù)，本項目1～3號燃煤鍋爐需要將NOX排放濃度控制在50mg/m3以下，以滿足最新超低排放要求。

若仍然采用原來單獨的SNCR技術(shù)，根據(jù)國內(nèi)外200MW鍋爐應用情況，脫硝效率一般在40%左右，則排放濃度可以控制在198mg/m3左右，不能夠?qū)崿F(xiàn)超低達標排放；

如果單獨采用SNCR/SCR技術(shù)，即保留原SNCR工藝，并在此基礎(chǔ)上新建SCR反應器，使用一層催化劑，聯(lián)用技術(shù)的脫硝效率按80%考慮，NOX排放濃度為66mg/m3，不能夠?qū)崿F(xiàn)超低達標排放；

如果采用SNCR/SCR+活性分子脫硝技術(shù)，即保留原SNCR工藝，并在此基礎(chǔ)上新建SCR反應器，使用一層催化劑，聯(lián)用技術(shù)的脫硝效率按80%考慮，NOX排放濃度為66mg/m3，考慮一定裕量，然后再通過活性分子脫硝技術(shù)將NOX濃度由100mg/m3降至50mg/m3以內(nèi)，從而可實現(xiàn)超低達標排放；

如果采用SCR催化劑脫硝技術(shù)，煙氣脫硝效率可以達到90%以上，能夠?qū)崿F(xiàn)NOX排放濃度小于50mg/m3。

針對本次改造出口NOX排放濃度為50mg/m3的控制目標，相應煙氣脫硝效率須達到84.9%，因此建議本次脫硝改造可以采用兩種方案，方案一：采用SCR工藝；方案二：采用SNCR/SCR+活性分子脫硝技術(shù)工藝。

考慮到哈發(fā)公司地處哈爾濱市中心，為保證安全生產(chǎn)運行，必須放棄氨水作為還原劑。SNCR爐內(nèi)脫硝技術(shù)的效果很大程度上受限于還原劑的穿透力，尿素溶液比氨水較難揮發(fā)，所以還原劑在爐膛內(nèi)的穿透能力更強，可全面覆蓋整個鍋爐爐膛，煙氣脫硝效果相比其它脫硝還原劑更有明顯變化，而且哈發(fā)公司前期SNCR脫硝工藝還原劑采用的是尿素制氨水解工藝。此外氨水制氨運輸成本及運行成本高昂且安全穩(wěn)定性較尿素差。綜合考慮，本項目選擇尿素作為還原劑。針對本項目，考慮到鍋爐運行時間較長，爐后空間狹窄，布置新增SCR反應器已較為困難，施工難度也較大，若再考慮在鍋爐本體附近新增熱解爐、稀釋風加熱系統(tǒng)等設(shè)備布置，空間布置及施工難度更大，且尿素制氨熱解工藝電耗較大，運行成本較高，該工藝并不適合哈發(fā)超低改造項目工程。而尿素制氨水解工藝其主要設(shè)備可布置在還原劑區(qū)，項目施工及設(shè)備布置均較為容易，且其投資成本較尿素制氨熱解工藝相差不大，但運行成本大大較低，綜合考慮，哈發(fā)超低改造項目推薦采用尿素制氨水解工藝。

四、結(jié)論

隨著我國對燃煤電廠污染物排放指標日益嚴格，氮氧化物治理變得更加迫切，哈發(fā)環(huán)保超低改造工程取得顯著成績，活性分子聯(lián)合脫硝技術(shù)以其高適應性、改造便捷經(jīng)濟，無二次污染問題等優(yōu)勢成為新興脫硝技術(shù)，即便國家出臺更為嚴格的污染物排放要求，聯(lián)合脫硝技術(shù)也可滿足其要求。