【案例】内江发电厂高坝电厂循环流化床锅炉脱硝系统改造技术

4 系统安全及氨逃逸的影响

尿素不存在爆炸危险，又是无毒无害的化学制剂，所以尿素溶液系统的安全性最高，常温下浓度15%及以下的尿素溶液不必采取额外的安全设施。

运行中喷射过量的尿素溶液，会导致氨逃逸，未反应的氨与烟气中水蒸汽结合会导致空气预热器的腐蚀，同时氨气与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵，在180℃  ～200℃下呈“鼻涕”状悬挂在空预器上，阻塞烟气通道。但是CFB锅炉采用炉内脱硫，烟气中难以生成SO3，理论上是不会出现此种情况。

二、内江发电厂410T/h CFB锅炉脱硝试验

为探索该电厂410t/h循环流化床锅炉CFB烟气脱硝的可行性，2015年5月～8月先后在锅炉给煤线加入尿素颗粒、脱硝添加剂，在旋风分离器进口加入尿素颗粒、喷入尿素液等试验。

试验证明，在旋风分离器进口喷入尿素液，能有效降低烟气中NOx含量。本次试验分两阶段进行：第一阶段探索负荷(发电65MW)下尿素溶液的脱硝效率及最佳尿素浓度;第二阶探索NOx达标排放情况下机组最大发电负荷。

1 第一阶段(2015年8月5日，15∶45～19∶30)

试验开始前一段时间(9∶00～ 11∶00)机组发电负荷61MW、NOx排放浓度173mg/Nm3，机组各运行参数如图1所示。

15∶45实验开始，尿素溶液初始浓度30%，喷入后烟气中NOx浓度由  158mg/Nm3骤降至79mg/Nm3，并一直维持在90mg/Nm3以内运行;16∶40～18∶25处理烟气分析仪故障;18∶35尿素溶液浓度配至15%，喷入后NOx浓度由  115mg/Nm3骤降至55mg/Nm3(如图2所示)，其余各参数保持不变。19∶30试验结束。

第一阶段试验表明机组发电负荷65MW以内时，喷入15%的尿素溶液脱硝效率可达50%。

2 第二阶段(2015年8月6日 10∶23-14∶35)

10∶23试验开始，(发电负荷70MW)尿素溶液浓度为15%，逐渐升高机组负荷。11∶33负荷升至发电75MW、NOx浓度184mg/Nm3，之后NOx出现超标现象;随即开始逐渐降低负荷，13∶45负荷降至发电69MW、NOx降至158mg/Nm3，维持负荷稳定，观察NOx排放情况;14∶00暂停喷入尿素溶液，此时NOX浓度骤升至266mg/Nm3;14∶05恢复喷入尿素溶液后NOx浓度又骤降至189mg/Nm3，通过调整后一直维持在170mg/Nm3内。试验结束时(停止喷尿素液)NOx出现超标排放，继续降负荷至发电65MW并加强锅炉调整后机组逐渐恢复正常运行。

(三)试验结论

1 通过向锅炉旋风分离器进口烟道喷入适当浓度的尿素溶液能迅速降低NOx排放浓度，有利于提高机组带负荷能力。

2 机组发电负荷65MW时，喷入15%的尿素溶液脱硝效率可达50%。

3 现有试验设备及现有煤质情况下，#机组负荷最高能达到发电负荷75MW，脱硝效率30%。

4  由于本次试验是采用临时设施且旋风分离器进口烟道喷枪单侧各只1支，因此喷入尿素溶液覆盖烟道的面积较小(约20%)。若增加尿素溶液覆盖烟道的面积，有望进一步提高机组脱硝效率和机组带负荷能力。

三、高坝电厂CFB锅炉脱硝系统改造方案设想

该电厂脱硝试验表明，在锅炉旋风分离器进口喷入适当浓度的尿素溶液可以降低NOx的排放。本着投资省、系统安全、工期短、见效快的原则，进行技术改造论证和方案设计，可以实施脱硝系统的改造。

(一)计算依据

1 烟气量

高坝电厂#11机组设计工况最大烟气量380160Nm3/h，运行近20年来，空预器堵管率增加，烟道等漏风增大，方案设计取烟气量400000Nm3/h。

2 NOx原始浓度

锅炉设计工况NO浓度实测保证值200mg/m3，折算为NOx浓度为200×1.533=306.6mg/m3，按照目前锅炉漏风情况(烟囱入口氧量8.5%)，折算到标态、干基、6%O2折算到标准值为306.6×(21-6)/(21-8.5)=344mg/Nm3。方案设计按照NOx原始浓度400mg/Nm3作为设计依据。

3 系统容量

由于高坝电厂#11机组一般带调峰负荷，在枯水期及酷暑阶段，用电早高峰(07∶00)至晚高峰(23∶00)带较高负荷运行，其余时段一般带60%～70%负荷运行。方案设计按照设计工况，合理利用现有场地，本着节约投资的原则，尿素溶液储存罐的容量按照早高峰至晚高峰的16个小时计算。

(二)系统工艺流程设想

1 脱硝系统工艺流程

本方案设计采用制备15%的尿素溶液储存于2台尿素溶液罐(一台制备、一台运行)，通过喷射泵经Φ38×3的304不锈钢管进入锅炉28m层，经计量、均流后，分别通过Φ27×3的304不锈钢管进入锅炉甲乙侧旋风分离器进口平台，均流后进入布置于旋风分离器进口的10只喷枪，后经压缩空气雾化后喷入锅炉。

2 系统控制方案

脱硝系统热工控制方案是在DCS系统CRT画面中加入整个脱硝生产过程的全程监视及控制。运行人员可实时根据CEMS系统中NOx的排放情况，适时调整尿素溶液加入量，以及脱硝喷枪的运行方式，以控制烟气中NOx的排放。

(三)环保及经济效益分析

1 环保效益

本方案实施后，能满足机组高负荷下NOx的达标排放，提高发电机组的负荷率，并可以根据排放情况实时合理投停SNCR脱硝系统。

2 经济效益

(1)系统运行成本：年运行成本约130万元。

脱硝系统运行时，小时成本860元/h(脱硝系统投运时每小时消耗尿素、除盐水、电费等成本)。机组年运行小时数按照3000h计算，脱硝系统投运时间按1500小时计算(按照低负荷时不投脱硝系统，75%负荷以上投入脱硝系统计算运行成本)。

(2)人工成本约20万。

(3)投资成本：本方案投资约204万元。

合计成本354万元。

(4)收益估算。发电边际贡献约0.15元/kWh，改造后可提高机组负荷，按照年增加负荷小时数1500h、增加负荷15MW计算，可增加收入337万元。

一年左右即可收回投资。

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