LNB+OFA+SNCR联合脱硝技术在煤粉炉的应用.doc

LNB+OFA+SNCR联合脱硝技术在煤粉炉的应用广州分公司 伍力 王士永 摘要：本文介绍了LNB、OFA加SNCR的联合脱硝技术在220t/h煤粉锅炉的应用，简述其技术特点和工艺流程,并通过试验测试了其脱硝率和对炉效率的影响。改造工程达到了设计要求。该系统的投产为其以后的推广做出了范例。关键词：煤粉炉 LNB OFA SNCR 脱硝【Abstract】This paper introduces the joint denitration technology of SNCR(Selective Noncatalytic Reduction), OFA(Over Fire Air) add LNB(Low Nitrogen oxide Burner) in pulverized coal fired boiler 220 t/h. The writer briefly introduces the application of technical characteristics, the technological process. The experiment tested its denitration rate and the influence of the boiler efficiency. Reconstruction project meets design requirements. This system for its future promotion production made examples。【Key words】：pulverized coal fired boiler LNB OFA SNCR denitration1 前言2007年我国火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨。据专家预测，若无控制，2020年我国氮氧化物排放量将达到3000万吨，氮氧化物带来的大气污染将会越来越严重，为了蓝天白云，营造人类美好家园，必须控制氮氧化物的排放。我国早在2003年就出台文件要求电厂脱硝，“十二五”期间节能减排将增加“脱硝”这一约束性硬指标。为此，广州石化自备电站1#、2# 220t/h煤粉炉开始实施脱硝技术改造。2 工程简介广州石化自备电站现有4台220t/h煤粉炉，主要担负1320万吨/年炼油和20万吨/年乙烯装置的供汽供电。电站污染物的排放量占全厂污染物的排放总量的50%以上。根据现场的具体情况，经过技术比选，2010年9月，我们采用LNB+OFA+SNCR联合脱硝技术，完成了对1#、2# 220t/h煤粉炉进行了技术改造。2.1改造前煤粉锅炉的现状改造前煤粉锅炉的技术参数见表1 表1、 广州石化自备电站1#、2#煤粉锅炉技术规范（改造前）项目内容锅炉制造商武汉锅炉厂 1990年投产锅炉类型WGZ-220/9.8-13 高压、汽包、自然循环、固态排渣煤粉炉燃料类型烟煤：Car 49.83%Oar8.56%Sar0.81%Aar23.17%Qnet,ar 19.21 MJ/kgHar3.10%Nar0.83%Mt 13.70%Vdaf37.84%燃烧配置直流四角喷燃 每个角一、二次风布置为212212假想切圆522mm锅炉压力高压 9.8Mpa锅炉蒸发量220t/h主蒸汽温度540给水温度210排烟温度134.2锅炉效率92.4%烟气氧浓度6%（高温省煤器烟气入口）CO 排放目标50mg/m3（CO实际排放30mg/m3）飞灰含碳量1%-3%SOx排放采用尾部烟气半干法脱硫（400 mg/Nm3）NOx 排放600-800 mg/Nm3 2.2脱硝改造的技术路线表1可看出1#、2#煤粉炉在无脱硝技术的情况下，NOX排放为600800mg/Nm3，根据火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)规定，第一时段的煤粉炉NOX 650mg/Nm3，显然广石化煤粉炉多数处在NOx排放不达标的情况。根据煤燃烧NOX的产生机理，我们一方面可以在燃烧过程中通过改变燃烧方式来抑制NOX的产生，另一方面在燃烧后的烟气中再进行二次脱硝。燃烧过程中脱硝指通过控制燃烧条件来减少NOx的生成，主要有低氧燃烧、循环流化床燃烧技术、分段燃烧技术、煤粉浓淡分离技术及低氮燃烧器技术等。燃烧后的烟气脱硝指对燃烧后生成烟气进行处理。目前主要有液体吸收法、微生物法、活性炭吸附法、电子束法、SCR和SNCR法。最终广石化选择了低氮燃烧器、分段燃烧及SNCR技术相结合的脱硝路线。本次1#、2#煤粉炉脱硝技术改造后目标，NOX的排放浓度定在240mg/Nm3(锅炉负荷不低于70%时)；且改造后锅炉热效率不降低。2.2.1 LNB（低氮燃烧器）采用低NO 燃烧器（LNB），改变燃烧的空气的混合方式，控制O2的浓度，降低火焰温度，缩短滞留时间，从而控制NOX的生成。低氮燃烧器在现有的四个角的上、下层一次风管（共8个）进行改造（见图一）。图中的煤粉分布盘对煤粉实现均匀浓缩作用，另外低氮燃烧器喷口（共8个）由于其外径较小，只需放入原来的一次风喷口，并焊接加固即可。煤粉分布盘距低氮燃烧器喷口距离为1650mm。其简图见图二图一、 低氮燃烧器改造示意图图二、煤粉分布盘和低氮燃烧器喷口简图2.2.2 OFA（燃尽风）OFA（燃尽风）脱硝是利用改变燃烧条件的控制方法。降低空气比，降低燃烧温度，减少NO 转化率；减少空气预热，降低燃烧温度，控制NOx 的生成；降低燃烧室热负荷，即降低燃烧室气体温度，从而控制NOx生成。OFA空气分级燃烧技术原理如图三，将每个角的燃烧器一、二次风布置高度方向由212212改为21212，供给各燃烧器的空气量控制在理论空气量的90%左右，使煤粉在缺氧的燃烧条件下燃烧，此时主燃烧区内空气过剩系数为0.90.95，在这一燃烧区域内为还原性气氛，从而抑制NOx的生成。之后烟气进入还原区，主燃区生成的NOx在这一区域内发生焰内分解和还原，另一方面，由于此处的空气过剩系数较主燃区稍高，促进了碳的完全燃烧。为了完成全部燃烧过程，完全燃烧所需的空气从燃烧器的上方喷入，与第一、二阶段的贫氧燃烧条件下的烟气混合，在空气过剩系数1的条件下完成全部燃烧过程。由于整个燃烧过程所需空气是分级供入炉内的，使整个燃烧过程分为两级或两级以上进行。 本次改造OFA从各角总二次风道引出，在标高17.8米处通过OFA喷口水平进入炉膛，燃尽风道设调节风门控制风量，风道中布置柔性补偿器，以保证锅炉本体钢架不承受更多的载荷，并满足膨胀要求；设置吊架，承受风道载荷。OFA喷口角度为不可调节式，其喷口形成的假想切圆直径为1388mm，与燃烧器切圆旋向相同，OFA喷口为八边形，尺寸352495，单支OFA喷口面积0.26m2，如图四。图四、OFA喷口及其布置简图低氮燃烧改造（LNB+OFA）后，保留原有的二次风口，燃烧参数在总风量和空气温度不变的基础上，进行OFA调整，以达到低氮燃烧的目的。各风量配比见表2。表2、锅炉燃烧用风对比表项目风 温 风 率%喷口总面积 m2一次风乏气送粉70/温风送粉110300.70二次风326401.48OFA326301.04 2.2.3 SNCRSNCR工艺是一个燃烧后的脱硝过程，通过在锅炉中喷入适量的尿素/氨水等脱硝还原剂来去除NOx的化学反应过程。脱硝还原剂喷入炉膛温度为8501250的区域，在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，反应式如下：NH3为还原剂：4 NH3 + 4NO + O2 4N2 + 6H2O尿素为还原剂：2NO+CO(NH2)2 + 1/2O2 2N2+CO2+2H2O当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。SNCR技术中控制好氨的逃逸是一项重要指标，若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生NH4HSO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。SNCR的工艺流程图见图五。尿素/氨水溶液还原剂（下面简称还原剂）从储罐底部流出经离心泵泵打至计量模块，其间有一路循环管，通过循环管调节阀来控制进入计量模块的溶液量。计量模块布置在锅炉前墙22.40m层现有锅炉平台上，经过计量后的还原剂溶液进入分配模块，分配装置将这些药剂分送给6个喷枪。喷枪用于雾化溶液并将其喷入炉膛，雾化风机提供的一定压力和流量的空气作为包裹携带风将雾化后的还原剂液滴喷入炉膛。图五、SNCR工艺流程示意图本次SNCR改造提出了氨水和尿素两个方案，主要原因是因为广石化自产氨水，能降低生产成本并可以直接通过管道引入，但在改造后调试期间，经过反复试验，氨水溶液都达不到预期的脱硝效果，原因是氨水溶液的氨容易蒸发，注射到炉膛内迅速转为气态，由于气态的氨很难穿透烟气，与烟气的混合程度远不如尿素溶液的穿透力和混合度，并且尿素是一种无毒、低挥发的液体,在运输和储存方面比氨更加安全。于是改用尿素方案，并将原来的6支喷枪改为3支喷枪，每支喷枪的流量比原来略为增大。2.3. 改造目标在燃用设计煤种时，脱硝改造性能是否达到如下目标：1) SNCR装置出口烟气NOx浓度降低到240mg/Nm3（锅炉负荷不低于70%条件下测试），且在烟气中NOx浓度为600-800 mg/Nm3时，综合降氮脱硝率不小于60%。 2) 在保证上述测试时，氨逃逸量10L/L。 3) 脱硝改造后，锅炉热效率不降低。3 改造工程效果评估为评估本次脱硝改造的效果，广州石化特委托西安热工院进行了改造前、后的性能测试。在燃用设计煤种时，最大额定工况连续运行7天，评估脱硝改造性能。3.1 测试项目及方法1) 烟气NOx和O2浓度在锅炉空气预热器出口取烟气除湿冷却后后接入NGA2000型烟气分析仪分析烟气中的O2、NO。烟气中NOx的浓度计算方法如下：2）锅炉效率锅炉效率依据GB10184-88电站锅炉性能试验规程，采用反平衡法进行计算，热损失主要包括：排烟热损失q2、化学未完全燃烧热损失q3、固体未完全燃烧热损失q4、散热损失q5及灰渣物理热损失q6。主要记测项目有煤质取样及分析，排烟温度及烟气成份测量，飞灰、炉渣取样及分析3）氨逃逸浓度测试在高温空预器入口截面选取4个代表点作为NH3取样点。氨逃逸样品采用美国EPA制订的CTM-027标准以化学溶液法采集，并记录所采集的干烟气流量和O2浓度。通过分析样品溶液中的氨浓度，并根据所采集的烟气流量和O2，计算各采集点处烟气中干基NH3浓度。3.2评估结果脱硝改造前后，1#炉各工况的NOx排放浓度测量结果汇总于表3、表4。改造前NOx排放浓度约591632mg/Nm3，改造后不投运SNCR时可控制到约249281mg/Nm3，投运SNCR后进一步降低到约221237mg/Nm3，整体脱硝效率达到61.6%。SNCR系统的平均脱硝率为14.2%，平均NH3逃逸浓度为2.4L/L。NOx排放浓度和氨逃逸浓度均达到设计指标。1#炉改造前、后炉效率试验可看出排烟温度相差不大，飞灰可燃物略有升高，炉渣可燃物有所降低。改造前全烧煤工况平均锅炉效率为91.67%，改造后全烧煤且投运SNCR工况平均锅炉效率为91.76%（其中SNCR尿素溶液喷入的水分造成的热损失约为0.23%）。改造后全烧煤工况锅炉效率增加0.09个百分点。满足“锅炉热效率不降低”的性能保证值，测试合格。表3、改造前、后测试各工况NOx排放浓度及NH3逃逸浓度1#炉负荷及燃料工况号O2Nox（6%O2）脱硝率NH3%mg/Nm3%L/L改造前190t/h，纯煤T-014.6591-190t/h，掺瓦斯T-024.6571-220t/h，纯煤T-035.2632-改造后，不投SNCR190t/h，纯煤T-02-13.826854.7 -190t/h，掺瓦斯T-01-23.324956.4 -220t/h，纯煤T-03-14.228754.6 -改造后，投SNCR190t/h，纯煤T-02-23.422162.64.51190t/h，掺瓦斯T-01-13.523059.70.93220t/h，纯煤T-03-24.023762.51.80平均61.62.41表4、改造前、后炉效率汇总表1#炉负荷及燃料实测排烟温度修正排烟温度氧量飞灰可燃物炉渣可燃物SNCR水分热损失锅炉效率效率变化平均效率变化%改造前190t/h，纯煤149.3147.84.652.005.45092.02-220t/h，纯煤156.5156.35.161.594.70091.30-190t/h，掺瓦斯154.5152.84.562.146.51091.69-改造后，不投SNCR190t/h，纯煤141.9145.23.764.381.42091.34-0.68-220t/h，纯煤151.8155.44.242.561.53091.900.60-190t/h，掺瓦斯150.7157.93.552.240.85092.000.31-改造后，投SNCR190t/h，纯煤141.8143.83.443.511.530.2491.69-0.330.09220t/h，纯煤154.4157.43.952.250.300.2491.810.