侯致福，楊玉環(huán)

（1.華北電力大學(xué)能源動力與機(jī)械工程學(xué)院，北京 102206；2.山西平朔煤矸石發(fā)電有限責(zé)任公司，山西 朔州 036800）

干態(tài)氨法SNCR煙氣脫硝工藝設(shè)計及經(jīng)濟(jì)性分析

侯致福1，2，楊玉環(huán)2

（1.華北電力大學(xué)能源動力與機(jī)械工程學(xué)院，北京 102206；2.山西平朔煤矸石發(fā)電有限責(zé)任公司，山西 朔州 036800）

設(shè)計了一套適用于300 MW級CFB鍋爐干態(tài)氨法SNCR煙氣脫硝裝置，其處理煙氣量為100萬Nm3／h，NOx含量為390 mg／Nm3，系統(tǒng)脫硝效率不低于50%，煙氣中NOx排放濃度≤195 mg／Nm3。該系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果表明，經(jīng)濟(jì)性受氨水市場價格影響較大，在當(dāng)前氨水價格及脫硝電價補(bǔ)貼條件下，該系統(tǒng)總投資約400萬元，年運(yùn)行費(fèi)用約1 117.9萬元，年綜合收益約667.6萬元。

干態(tài)氨法；選擇性非催化還原（SNCR）；脫硝；工藝設(shè)計；經(jīng)濟(jì)性分析

當(dāng)前，燃煤產(chǎn)生的大氣污染物主要包括SO2、NOx、煙塵等，不僅對人體有害，而且會破壞生態(tài)環(huán)境。隨著環(huán)保要求的日益嚴(yán)格化，燃煤電廠煙氣中SO2、NOx、煙塵等污染物排放控制備受社會關(guān)注［1－4］。

我國于2011年頒布的GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》中對大氣污染物排放濃度提出了明確要求，規(guī)定了煙氣中NOx的排放限值，針對在役CFB機(jī)組，要求NOx≤200 mg／Nm3［5］。為積極響應(yīng)國家政策，各燃煤發(fā)電機(jī)組均要求對污染物控制系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化升級改造，以確保污染物長期達(dá)標(biāo)排放。

由于CFB鍋爐技術(shù)本身具有燃燒溫度低、分級分段燃燒的特點(diǎn)，被認(rèn)為是一種清潔燃燒技術(shù)，燃煤在CFB鍋爐爐內(nèi)燃燒過程中產(chǎn)生的NOx較少，因此僅通過SNCR脫硝工藝即可使煙氣中NOx的排放濃度滿足環(huán)保要求（小于200 mg／Nm3）。

本文提出了一種適用于300 MW級CFB鍋爐的干態(tài)氨法SNCR脫硝裝置，該脫硝工藝的應(yīng)用可使NOx達(dá)標(biāo)排放的同時，降低系統(tǒng)投資及存儲純氨的危險性，減少尿素SNCR脫硝系統(tǒng)的復(fù)雜性等。同時介紹該脫硝工藝設(shè)計參數(shù)，對其經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析，為該系統(tǒng)的工業(yè)化應(yīng)用及推廣奠定基礎(chǔ)。

1 系統(tǒng)主要設(shè)計依據(jù)及原理

1.1 主要設(shè)計依據(jù)

本干態(tài)氨法SNCR脫硝系統(tǒng)主要是為脫除300 MW CFB鍋爐爐膛內(nèi)燃料燃燒過程中產(chǎn)生的NOx而設(shè)計的。鍋爐燃料為采掘矸（包括風(fēng)氧化煤）及洗煤廠產(chǎn)出的煤矸石和煤泥等，燃料燃燒過程中產(chǎn)生的煙氣參數(shù)如表1所示。

表1 脫硝煙氣參數(shù)

1.2 系統(tǒng)工藝原理

該干態(tài)氨法SNCR脫硝系統(tǒng)中，還原劑氨水經(jīng)脫硝泵輸送至氨氣分離設(shè)備，在氨氣分離設(shè)備內(nèi)利用吹脫氣源與氨水在逆流過程中的吹脫、攜帶作用，氨水中氨氣被氣源攜帶后經(jīng)風(fēng)管路輸送至CFB鍋爐各旋風(fēng)分離器入口煙道處參加煙氣脫硝反應(yīng)，進(jìn)而脫除煙氣中的氮氧化物。考慮機(jī)組特殊工況及燃用煤種的變化，當(dāng)爐膛出口煙氣中NOx含量較高時，可投入SNCR系統(tǒng)，確保煙氣中NOx排放濃度≤195 mg／Nm3，裝置運(yùn)行中除逃逸氨外無其它副產(chǎn)物，且氨逃逸率不大于8 mg／Nm3，滿足環(huán)保排放要求［5－6］。

在800～1 100℃時，氨水作為還原劑還原NOx的反應(yīng)過程為氣—?dú)夥磻?yīng)，主要反應(yīng)如下［7］。

在有氧條件下：

在無氧或缺氧條件下：

1.3 主要設(shè)計目標(biāo)

a.整套系統(tǒng)主體使用壽命不少于30年，系統(tǒng)可用率不低于99%；

b.系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行過程中脫硝效率不低于50%；

c.系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行過程中氨逃逸率不高于8 mg／Nm3。

基于該系統(tǒng)的設(shè)計目標(biāo)，系統(tǒng)主要設(shè)計參數(shù)如表2所示。

表2 系統(tǒng)主要設(shè)計參數(shù)

2 系統(tǒng)工藝設(shè)計

本干態(tài)氨法SNCR脫硝系統(tǒng)主要包括還原劑存儲系統(tǒng)、還原劑配送系統(tǒng)、還原劑吹脫混合系統(tǒng)、還原劑計量系統(tǒng)、還原劑噴射系統(tǒng)及工藝輔助系統(tǒng)6個部分，系統(tǒng)工藝流程如圖1所示。

圖1 干態(tài)氨法SNCR脫硝工藝流程

a.還原劑存儲系統(tǒng)

脫硝系統(tǒng)的還原劑為氨水，購買并汽運(yùn)至廠區(qū)內(nèi)氨水儲區(qū)。氨水存儲系統(tǒng)為廠內(nèi)各機(jī)組脫硝公用系統(tǒng)，氨水儲罐體積為100 m3，罐頂設(shè)呼吸閥，可自行調(diào)整還原劑儲罐內(nèi)壓力。

b.還原劑配送系統(tǒng)

通過1臺脫硝泵將還原劑由還原劑儲區(qū)輸送至還原劑吹脫混合區(qū)，即氨氣分離設(shè)備內(nèi)，同時吹脫氣源也通過氣源管路輸送至氨氣分離設(shè)備內(nèi)。

c.還原劑吹脫混合系統(tǒng)

利用氨氣分離設(shè)備本身的吹脫作用，通過氣液逆流過程中氣源對液態(tài)還原劑的攜帶作用將氨水中的氨氣吹脫至氣相，吹脫氣源引自廠內(nèi)機(jī)組原有流化風(fēng)母管，氨氣與吹脫氣源均勻混合后，利用吹脫氣源本身壓頭送至旋風(fēng)分離器入口煙道處進(jìn)行脫硝反應(yīng)。

d.還原劑計量系統(tǒng)

設(shè)計3套計量裝置，計量裝置1：通過電磁流量計計量原始還原劑的噴射量；計量裝置2：通過氨氣分離設(shè)備后雙文丘里風(fēng)量計計量含氨氣源總量；計量裝置3：通過氨氣分離設(shè)備后回流氨水管路上的濃度計監(jiān)測吹脫后回流氨水的濃度。

e.還原劑噴射系統(tǒng)

4臺旋風(fēng)分離器入口處末端采用噴射、冷卻一體化的傾斜式還原劑噴射裝置，單臺機(jī)組設(shè)16個噴口，其中每臺旋風(fēng)分離器設(shè)4個噴口。

f.工藝輔助系統(tǒng)

因工藝要求需要設(shè)置電氣、控制及其它公用設(shè)施?？刂葡到y(tǒng)主要采用DCS進(jìn)行集中控制，無需單獨(dú)安排操作員進(jìn)行控制與監(jiān)視，僅在DCS集中監(jiān)控系統(tǒng)操作員站對系統(tǒng)被控對象及工藝指標(biāo)進(jìn)行自動監(jiān)測及控制。

3 系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性分析

該干態(tài)氨法SNCR煙氣脫硝系統(tǒng)設(shè)計穩(wěn)定運(yùn)行壽命為30年，系統(tǒng)可用率不低于99%，單臺300 MW CFB鍋爐機(jī)組的投資概算為400萬元，年NOx脫除量可達(dá)1 072.5 t，機(jī)組年利用小時數(shù)均考慮5 500 h，經(jīng)濟(jì)性分析如表3、表4所示。

表3 原材料消耗及運(yùn)行成本

表4 投資及綜合效益

由經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果可知，該系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)效益與原材料消耗量、市場價格及國家脫硝電價補(bǔ)貼政策等息息相關(guān)。受氨水價格及政策影響，單臺機(jī)組年運(yùn)行成本為1 117.9萬元，年綜合收益為667.6萬元。

4 結(jié)論

a.系統(tǒng)最大處理煙氣量為1 000 000 Nm3／h，煙氣NOx含量為390 mg／Nm3，系統(tǒng)可用率≥99%，脫硝效率≥50%，NOx排放濃度≤195 mg／Nm3，NOx脫除量達(dá)1 072.5 t／a。

b.系統(tǒng)主要由還原劑存儲、配送、吹脫混合、計量、噴射及工藝輔助系統(tǒng)組成，存儲的25%低濃度氨水為初始脫硝反應(yīng)還原劑，經(jīng)氨氣分離設(shè)備分離后的干態(tài)氨氣為最終脫硝反應(yīng)還原劑。

c. 系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)效益與原材料消耗量、市場價格、國家脫硝電價補(bǔ)貼及污染物減排政策密切相關(guān)。在當(dāng)前政策下，單臺機(jī)組年綜合收益為667.6萬元，年運(yùn)行費(fèi)用為1 117.9萬元。

［1］ 曾 光，趙志強(qiáng)，張 戟.循環(huán)流化床鍋爐NOx排放特性的試驗(yàn)研究［J］.東北電力技術(shù)，2012，33（3）：12－14.

［2］ 周國民，趙海軍，龔家猷，等.SNCR／SCR聯(lián)合脫硝技術(shù)在410 t／h鍋爐上的應(yīng)用［J］.熱力發(fā)電，2011，40（3）：58－61.

［3］ 侯劍雄，劉 洋.電廠燃煤鍋爐降低NOx排放運(yùn)行調(diào)整［J］.東北電力技術(shù)，2015，36（1）：25－29，32.

［4］ 宋大勇，張家維，吳 炬，等.300 MW亞臨界鍋爐NOx排放量和機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的綜合治理［J］.東北電力技術(shù)，2013，34（3）：19－22.

［5］ 火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)：GB 13223—2011［S］.

［6］ 火電廠煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范選擇性非催化還原法：HJ 56—2010［S］.

［7］ 劉向龍，龔福華，婁小鐵，等.鍋爐脫硝的原理和技術(shù)［J］.湖南工程學(xué)院學(xué)報，2006，16（1）：80－83.

Process Design and Economic Analysis of SNCR Flue Gas Denitrification Technology with Dry State?ammonia

HOU Zhi?fu1，2，YANG Yu?huan2
（1.School of Energy and Power Engineering，North China Electric Power University，Beijing 102206，China；2.Shanxi Pingshuo Gangue?fired Power Generation Co.，Ltd.，Shuozhou，Shanxi 036800，China）

A dry state?ammonia SNCR flue gas denitrification device applied to 300 MW CFB boiler is designed，this device can han?dle 1 million Nm3／h flue gas and 390 mg／Nm3NOx.Denitration efficiency is more than 50%，NOxemission concentration in flue gas is less than 195 mg／Nm3.Economic analysis results show that the system economy are greatly influenced by market price of ammonia. Total investment of the system is about 4 million yuan，annual operating cost is about 11.179 million yuan，annual comprehensive in?come about 6.676 million yuan.

Dry state?ammonia；Selective non?catalytic reduction（SNCR）；Denitrification；Process design；Economic analysis

X701

A

1004－7913（2016）01－0056－03

侯致福（1986—），男，在職博士，工程師，主要研究方向?yàn)檠h(huán)流化床鍋爐機(jī)組運(yùn)行優(yōu)化、清潔燃燒及污染物控制技術(shù)。

2015－10－08）