【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

北极星环保网讯:摘要：本文分析了电站锅炉NO的形成及SNCR脱硝机理，介绍了循环流化床锅炉的脱硝试验，从脱硝系统方案设想、可行性分析等多角度充分论证了CFB锅炉开展脱硝改造的可行性，为开展循环流化床锅炉小投资短工期脱硝改造提供了有利的借鉴。

内江发电厂高坝电厂CFB示范电站于1996年投产运行，锅炉为芬兰奥斯龙公司生产的Pyroflow型410T/h常压循环流化床锅炉，设计工况下SO2测量保证值700mg/m3、NOx保证测量值200mg/m3、设计引风机风量2×67.26  m3/s。由于高坝电厂目前燃煤煤质完全偏离设计煤种，目前高负荷情况下锅炉实际NOx排放浓度已最高达482mg/Nm3，已经不能够满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)提出的200mg/Nm3的氮氧化物排放限值，严重制约机组带负荷能力，发电负荷75MW以上即容易出现NOx超标排放。

为探索高坝电厂脱硝系统的改造可行性，我厂组织实施了多次脱硝试验。本文结合高坝电厂现有设备设施、脱硝试验情况、借鉴部分电厂脱硝改造经验，探讨了高坝电厂循环流化床锅炉短工期小投资进行脱硝改造的技术可行性。

一、CFB锅炉烟气中NOx的形成及SNCR脱硝机理

火力发电厂大气排放主要污染物是SO2、NOx、粉尘。环境保护部《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)对火电厂的烟气排放提出了更严格的要求，各发电企业相继开展了烟气脱硝的研究和试验。

(一)CFB锅炉NOx的生成

燃煤在锅炉燃烧过程中生产NOx主要有三种途径，即热力型、快速型、及燃料型。NOx中NO约占90%，N02约占 5%～10%，N20约占l%。

热力型NOx的形成对温度有很强的依赖关系，只有在高温下化学反应才足够快，在温度超过1200℃时随温度的增加NOx 按指数规律增加：

O+N2→NO+N

N+02→NO+O

N+OH→NO+H

快速型NOx是通过空气中的氮和碳氢原子团如CH和HCN的反应产生的，快速型NOx产生的量比起通过其他机理产生的NOx一般情况下要小得多。

燃料型NOx是煤燃烧时产生的NOx的主要来源。煤燃烧时约75%～90%的NOx是燃料型NOx。

循环流化床锅炉的NOx排放比起传统的煤粉炉要低很多。一是循环流化床锅炉一般控制床温在870℃左右，其它炉型(特别是煤粉炉)的燃烧温度要达到1200℃及以上。二是循环流化床锅炉设计采用一二次风分级燃烧技术也有效地抑制了NOx的生成。因此，在循环流化床锅炉中产生的热力型和快速型NOx非常少，主要是燃料型NOx，约占90%以上。

(二)SNCR脱硝机理

1 尿素溶液脱硝的化学反应

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)喷入锅炉温度为800℃～1100℃的区域，该还原剂迅速热分解成NHx和其它副产物，随后NHx与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。

采用尿素作为还原剂还原NOx的主要化学反应为：

(NH2)2CO→2NH2+CO

NH2+NO→N2+H2O

CO+NO→N2+CO2

NO2性能稳定，还原反应缓慢，在SNCR脱硝系统中很难除去，因此，一般仅考虑NO的还原反应。

2 脱硝温度

大量的试验研究和工程实践证明，SNCR脱硝技术对反应温度非常敏感。随着反应温度降低，脱硝反应速度降低，使大量反应剂来不及参与反应，既降低脱硝效率，又增加反应剂逃逸量。反应温度过高，当温度高于1100℃时，NH3的氧化反应速度超过还原反应，造成NOx排放浓度超标。试验研究结果表明，NHx基的还原剂(尿素等)喷入锅炉温度为800℃～1100℃的区域，该还原剂迅速热分解成NHx和其它副产物，随后NHx与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。800℃～1100℃的温度区域为最佳尿素喷入点。

3 脱硝反应时间

烟气和脱硝反应剂在极短时间内得到充分混合是保证SNCR达到理想脱硝效率、减少还原剂逃逸的关键因素之一。对于CFB锅炉，高温旋风分离器入口速度一般为20m/s～30m/s，分离器筒体直径约6m～7m，中心筒直径约3m，烟气在旋风分离器内停留时间约2.5s～3.5s。根据试验和工程实际可知，烟气停留时间大于1s即可得到较好的脱硝效率。

循环流化床锅炉的旋风分离器远离密相区，而且温度在脱硝反应的最佳温度范围内，不会出现NH3氧化问题，反应剂和烟气混合迅速而充分，并且有效停留时间较长，使得CFB锅炉SNCR脱硝系统的脱硝效率可以达到70%以上，是一个理想的SNCR反应剂喷入点。

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