本文結合牡丹江熱電有限公司鍋爐脫硝改造實例，闡述了220t/h煤粉鍋爐采用低氮燃燒器、SNCR和SCR聯(lián)合脫硝過程中遇到的問題和解決方法。

1概述

牡丹江熱電有限公司是股份制的熱電聯(lián)產企業(yè)，公司位于牡丹江市東南角，廠區(qū)毗鄰牡丹江畔，占地面積22萬平方米。與西城供熱公司共同組成15臺鍋爐總容量2155t/h的環(huán)型供熱管網，供熱面積現(xiàn)已達到2千多萬平方米，占牡丹江市集中供熱面積65%以上。

牡丹江熱電有限公司現(xiàn)有3臺220t/h高溫高壓煤粉鍋爐，#1、#2、#3鍋爐均由哈爾濱鍋爐廠設計制造，爐型為HG-220/9.8-YM10鍋爐，蒸發(fā)量均為220t/h。#1、#2鍋爐于1991年投入正式運行，#3鍋爐于2003年投入運行。目前新建設1臺240t/h高溫高壓煤粉鍋爐，2018年正式投入運行。

為滿足“十二五”期間對火電行業(yè)的NOx控制要求，牡丹江熱電有限公司首先對3臺220t/h高溫高壓煤粉鍋爐進行煙氣脫硝改造（SNCR+SCR）；對1臺新建240t/h高溫高壓煤粉鍋爐設置SCR煙氣脫硝裝置。4臺鍋爐脫硝系統(tǒng)均以尿素作為還原劑。

為了進一步降低鍋爐燃燒氮氧化物生成，對現(xiàn)有鍋爐進行了低氮燃燒器改造。由于鍋爐為熱風送粉，中間儲倉室制粉系統(tǒng)，三次風對低氮燃燒器的降氮效果影響較大，故將鍋爐熱風送粉改成乏汽送粉形式。最終形成“鍋爐低氮燃燒器+SNCR+SCR”聯(lián)合脫硝系統(tǒng)。

1.1低氮燃燒器改造

我公司低氮燃燒技術結合了分級燃燒和燃料再燃的優(yōu)點，同時吸收了ALSTOM雙級SOFA分級布置理念和國內非常成熟的一次風濃淡分離燃燒理念，形成了多煤種低氮燃燒裝置及控制方法。

一次風采用水平濃淡煤粉燃燒技術，垂直空氣分級燃燒結合分量偏置二次風技術，在燃燒器的中部和上部均布置了一層反切二次風，將燃盡風分為高位燃盡SOFA和低位混合SOFA雙級燃盡風。

1.2乏汽送粉改造

原#1、#2、#3鍋爐采用中間煤粉倉、乏汽三次風、熱風送粉系統(tǒng)。三次風布置在最上層，其下有三級二次風噴嘴。三次風的風量約為總風量的15%，其中含有10%~5%的煤粉。三次風的過量空氣系數高，常在2.0以上。雖然三次風的引入，有某種程度上的空氣分級燃燒的效果，使主燃區(qū)的空氣系數降低，增強還原性氣氛，有利于NOX的抑制和還原。

然而由于三次風風量有限，爐內空氣分級基本上由一次風、二次風配合完成，三次風對主燃區(qū)欠氧燃燒的程度和時間的作用有限。相反，三次風帶粉，這些煤粉被噴入一個高溫氧化性氣氛燃燒，增加相對數量的NOX，抵消了分級燃燒的效果。三次風對NOX的綜合效果，是使NOX排放明顯增加，而不是下降。

磨煤機工作時，投三次風時的鍋爐尾氣NOX值顯著增大，主要就是三次風細粉中的燃料氮在大過?？諝庀禂迪卵趸斐傻摹Ｒ虼?，為了降低鍋爐出口煙氣中NOX的濃度，將原熱風送粉系統(tǒng)取消，改為乏汽送粉系統(tǒng)。

1.3 SNCR和SCR煙氣脫硝系統(tǒng)

由于我公司鍋爐尾部煙道是兩級省煤器與兩級管式空氣預熱器交錯布置，且爐后沒有空間引出煙道布置多層催化劑，因此選擇了SNCR和SCR協(xié)同脫硝系統(tǒng)。以尿素作為還原劑，我們采用爐內熱解工藝。

脫硝改造的3臺鍋爐均為熱電聯(lián)產鍋爐，采暖期3臺爐滿負荷運行；非采暖期一般僅1臺鍋爐半負荷運行。因此，#1~#3鍋爐布置二層噴槍。

#1~#3鍋爐SCR反應器，在高溫省煤器和高溫空預器之間的尾部煙道內，各增設一層催化劑，布置20個催化劑模塊，截面為5m×8m。

由于高溫省煤器出口溫度在420℃左右，不能滿足催化劑的安全運行。為了滿足反應器的溫度和空間的需求，將#1、#2鍋爐原光管高溫省煤器更換為H型鰭片管，并調整高溫省煤器及預熱器之間的布置空間，降低高溫省煤器出口煙氣溫度至380℃左右，且為SCR反應器留出3m左右的布置空間。#3鍋爐高溫省煤器出口溫度在380℃左右，滿足催化劑安全運行溫度要求，且高溫省煤器與空預器之間的空間滿足1層催化劑布置要求。因此#3爐沒有進行高溫省煤器進行改造。

2存在的的問題及解決方法

鍋爐脫硝系統(tǒng)改造后，經過數月的運行，在不斷地調試與消缺過程中，發(fā)現(xiàn)了一些問題，也是同類技術路線中較為普遍且具有代表性的問題。

2.1低溫省煤器堵塞，壓差大

脫硝改造后鍋爐運行半月，低溫省煤器前后壓差開始增大，換熱效率降低。采暖期停爐后檢查發(fā)現(xiàn)低省堵塞嚴重。

2.1.1堵塞物成分判斷

根據相關研究，安裝脫硝的鍋爐尾部垢樣的典型成分分析，陰離子主要為硫酸根和氯根，陽離子主要為銨根離子和鈣離子，其中：硫酸銨的沉積區(qū)域溫度在260℃以上，且為松散灰結構；硫酸氫銨的沉積區(qū)域溫度在160℃~120℃，且為粘稠結構；氯化銨的沉積區(qū)域溫度在80℃~100℃，且為板結結構；煙氣水露點溫度在45℃~50℃，酸露點溫度90℃~100℃。

因此，從結垢部位所處溫度段分析，低溫省煤器表面結垢是CaSO4、NH4HSO4、NH4CL和飛灰組成的復合灰垢（從灰垢的表觀特性、水浸泡、溶解后溶液pH值及灼燒，可間接證明判斷）。

2.1.2堵塞物形成機理判斷

1）SCR+SNCR反應生成的SO3和逃逸的氨，在煙溫低于200℃后，形成硫酸氫銨；

2）煙氣中氯化氫氣體和逃逸的氨反應，生成氯化銨氣溶膠；

3）換熱器壁面溫度≤80℃~100℃時，煙氣中水的飽和度達到了硫酸氫銨和氯化銨的吸濕點濕度，產生吸潮現(xiàn)象；

4）飛灰附著在吸濕后的氯化銨、硫酸氫銨表面產生了結塊板結現(xiàn)象。

2.1.3堵塞物去除具體措施

基于以上分析，我們采取了如下措施：

1）調整鍋爐的噴尿素溶液量，嚴格控制氨逃逸量≤3PPm；

2）測量煤中的S和CL含量，在實際允許情況下，降低煤中的S和CL離子含量；

3）在阻力快速增加時，定期提高煙溫到170℃，確保換熱器壁溫≥100℃，時間維持6h，使得生成的硫酸氫銨自然分解；

4）加強吹灰，改為蒸汽吹灰；

5）提高低溫省煤器的水側進水溫度，降低煙氣濕飽和度，減緩氯化銨的吸濕板結；

6）進行離線清洗：離線低壓水大流量沖洗，沖洗水加堿，沖洗水溫采用60℃~70℃高溫水，以提高溶解度；

7）設置低溫省煤器煙氣旁路。在低溫省煤器阻力增加失控時，為確保主機維持運行，增設煙氣旁路。

旁路煙道截面，按照總煙道截面的15%考慮，在大壓差下，其通流量可達總煙氣量的30%以上。由于旁路分流，流經低溫省煤器的煙量降為70%，阻力降為50%，從而臨時緩解其阻力增加問題。

2.2飛灰含碳量升高及改善措施

低氮燃燒器改造后，由于主燃燒區(qū)過量空氣系數降低，使得主燃燒區(qū)燃盡率降低，而燃盡區(qū)距離屏底距離較近，燃盡區(qū)的燃盡率不足以彌補主燃燒區(qū)燃盡率的減少，從而引起飛回針對低氮燃燒器的飛回含碳量升高的情況，一般可以采取以下措施治理：

1）將煤粉細度調低，提高煤粉均勻性指數

煤粉細度越細，燃盡時間越短，燃盡率越高，飛灰含碳量越低；在煤粉細度相同的情況下，煤粉均勻性指數越高，粗顆粒越少，飛灰含碳量越低。不同煤種低氮改造前后煤粉細度的控制策略如表1所示。

2）不同煤種的低氮燃燒器出口NOX的最佳控制范圍

由于低氮燃燒器控制的出口NOX控制和飛灰含碳量控制，是相互矛盾的，因此必須互相兼顧，一般不同煤種建議不同的出口NOX控制范圍。表2給出的是在兼顧飛灰含碳量的情況下建議的燃燒器出口NOx控制范圍。

3）不同煤種飛灰含碳量和爐渣含碳量的升高情況

低氮燃燒器改造后，同一煤質相同工況下燃燒后的飛灰含碳量會較改造前有所升高，且飛灰含碳量本身也受煤質的揮發(fā)分含碳量升高。

表1不同煤種低氮改造前后煤粉細度的控制策略

表2燃燒器出口NOX控制范圍

表3

（Vdaf）含量高低影響。表3給出了煤質揮發(fā)分對飛灰含碳量和機械不完全燃燒熱損失（q4）的一般影響范圍。

我們購進的煤質大概情況是：揮發(fā)分Vdaf=30%～35%，灰分Aar=33.5%～37.5%；按照以上原則，確定低氮燃燒器的合理取值范圍及建議為：

（1）煤粉細度R90≤18～19；

（2）低氮燃燒器出口NOx控制范圍300mg/Nm3～350mg/Nm3；

（3）由此產生的飛灰含碳量升高1%~1.5%；

（4）改造并調整粗粉分離器，提高煤粉均勻性指數，減少粗顆粒煤粉含量。

圖1 圖表低氮燃燒器改造及優(yōu)化對比

由圖1可以看出，經過優(yōu)化調整，飛灰含碳量得到有效控制。低氮燃燒器改造前飛灰含碳量平均值2.49%，改造后飛灰含碳量平均值4.13%；優(yōu)化調整后飛灰含碳量平均值3.12%，較改造前飛灰含碳量平均值升高0.63%。比對表3，改造優(yōu)化后飛灰含碳量控制在較合理的范圍內。

2.3?SNCR脫硝運行情況

2.3.1溫度場改變，反應窗口后移

低氮燃燒器改造后，通常會導致爐膛出口排煙溫度上升，具體表現(xiàn)在過熱器容易超溫、噴水減溫水量增大等現(xiàn)象。應重新校對鍋爐溫度場，在滿足尿素熱解的合適位置增加噴槍，以提高該溫度區(qū)域尿素平面充滿度和爐膛穿透深度，減輕煙氣中氨濃度偏斜偏流情況。

具體方案為：在鍋爐標高26140mm處的前墻增開5個孔，布置5個110°扇形噴槍。根據原SNCR噴槍廠家提供的資料、噴槍（流量范圍為60L/h~250L/h）模擬的速度場與溫度場，新增5個噴槍與下層噴槍并聯(lián)布置。新增噴槍投運后，SNCR總的噴氨量應保持不變，并嚴格控制新增5個噴槍的壓縮空氣壓力和尿素溶液壓力，壓縮空氣壓力不應超過0.3MPa，尿素溶液壓力不應超過0.35MPa~0.45MPa，噴槍流量不應超過250L/h，防止噴射距離過長導致屏式過熱器腐蝕。

在運行調試中，逐步調整5個新增噴槍的流量，新增每個噴槍流量從120L/h開始調整，并同步減少原6個噴槍的流量，以總噴尿素溶液量保持不變?yōu)樵瓌t。在新增5個噴槍投運后，如果NOX濃度下降，可逐步增加5個噴槍的流量，繼續(xù)減少原6個噴槍的流量。在調整過程中，壓縮空氣壓力不應超過0.3MPa，尿素溶液壓力不應超過0.35MPa~0.45MPa，噴槍流量不應超過250L/h。

在保持稀釋水量不變的情況下，減少原噴槍噴尿素溶液量，采用低濃度噴氨，提高氨在煙氣中分散度.

2.3.2SCR的效率較低

導致SCR脫硝效率降低的原因如下：

1）低氮燃燒器投運后，爐膛斷面煙氣溫度場發(fā)生較大變化，爐膛斷面NOX濃度分布有較大差異。而尿素噴槍設計按照均布方式設計，使得局部區(qū)域氨過量，其它區(qū)域氨欠量。這種不均勻性一直延伸到SCR反應區(qū)，最終導致脫硝效率較低。

解決方法：優(yōu)化流場，增加蒸汽擾動器或氣流均布器，根據NOX分布合理調整各個噴嘴的尿素溶液供給量。

由于僅依靠墻式噴槍，很難達到還原劑與煙氣中的NOX均勻混合，因此在水平煙道出口的右側布置4個蒸汽擾動孔，通過高速噴入的蒸汽對煙氣進行擾動，或采用噴氨格柵，提高噴氨均勻性，促進煙氣中NH3和NOX的混合。在鍋爐水平煙道到垂直煙道段的轉折室，增設蒸汽擾動裝置，以提高煙氣流暢的均勻性；根據NOX濃度斷面分布特性，合理調整各個噴槍的流量，以達到較小尿素耗量條件下較高的SNCR和SCR脫硝效率。

2）催化劑性能下降。

解決方法：更換催化劑。在采取其他措施后，如果氨耗量仍然高于理論氨耗量，或脫硝指標達不到設計值，需采取更換催化劑的措施，以增加催化劑活性，并適當增加催化劑體積，提高SCR段的脫硝效率。

2.3.3脫硝系統(tǒng)分配計量裝置精度低

尿素溶液調節(jié)門設計過大，在小流量調節(jié)過程中精度低，使尿素溶液用量波動大，NOX出口值波動較大。解決方法：更換合適的調節(jié)門，使尿素溶液的流量處于調節(jié)門的主調節(jié)區(qū)范圍內，提高調節(jié)精度。

2.4CEMS的NOX、氨逃逸等測量數據不準確

2.4.1NOX的測點后移

原有CEMS的測點布置在鍋爐出口的混合煙道上，該處氣流較為混亂，不滿足CEMS測點布置要求，將測點后移5m~6m，布置于分叉管道上；采用笛型管多點取樣，可提高測量準確性。

2.4.2氨逃逸的測點前移

由于受布置條件限制，原氨逃逸測點遠離SCR裝置出口。又由于飛灰對NH3有較強的吸附作用，使得實際測得的氨逃逸數據失真，將氨逃逸測點上移至靠近SCR出口的附近。采用笛型管多點取樣，可提高測試準確性。

2.4.3進行灰分中氨濃度的化驗，確保氨濃度≤50μg/g

根據已運行脫硝項目的經驗，氨逃逸量和飛灰中氨含量有一定對應規(guī)律，因此可以通過定期檢測飛灰中氨濃度，間接判斷實際氨逃逸量。

3效果

如圖2所示，2017年12月份完成改造前后對比，尿素噸負荷耗量呈下降趨勢，且降低明顯。NOX排放日均值相對穩(wěn)定，且略有降低。

圖 2

牡丹江熱電有限公司鍋爐脫硝系統(tǒng)經過一系列的優(yōu)化和技術改造，在保證NOX排放達標的條件下，當鍋爐負荷達到90%以上時，氨逃逸量控制在≤3ppm，尿素溶液耗量明顯降低?？疹A器、除塵器、低省等的積灰、堵塞現(xiàn)象明顯的改善。