阚山一期600MW超超临界机组 脱硝工程实践 刘 毅 刘 毅 2009年7月

汇报大纲 一、工程简介 二、工程项目建设的必要性 三、脱硝工程方案的选择 四、SNCR/SCR混合型技术介绍及实施效果 五、结论 2

一、工程简介 江苏阚山发电有限公司一期工程建设2台600MW超超临界机组，二期工程建设2台1000MW超超临界机组，规划容量为3400MW。一期工程建设2×600MW超超临界凝汽式燃煤发电机组，工程同步配套建设烟气脱硫设施以及炉内脱氮装置，由中国电力投资集团公司、江苏省国信资产管理集团有限公司、徐州矿务集团有限公司、徐州市投资总公司合资建设。 3

一、工程简介 为了更好地适应国家有关环保法规标准，一期工程同步建设烟气脱硫系统、安装高效静电除尘器和低氮燃烧器，以减少对环境的影响。 一期工程是国家的环保示范工程，同步建设脱硝装置，采用SNCR（选择性非催化还原法）系统来降低机组NOx的排放；并同步预留了在锅炉尾部增设小型SCR反应器的位置，以便于实施混合法脱硝技术，长期适应国家严格的环保排放要求。 4

一、工程简介 一期工程2×600MW超超临界机组锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造，是超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、改进型低NOx PM燃烧器和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、CUF加强型单切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热工艺，锅炉安装MHI的低NOxPM燃烧器，锅炉NOx的排放浓度为340mg/Nm3（O2=6%）。 5

二、项目的必要性 矿物燃料燃烧是人类利用能源的主要途径，我国是世界上主要的煤炭生产和消费国，也是以煤炭为主要一次能源的国家。据统计，2002年，原煤在我国一次能源构成中所占比例为70.7%，而用于发电的煤炭约占煤炭消费量的49.1%。煤炭占我国一次能源的主导地位在相当长的时期内不会发生变化。 我国以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染又是电力工业发展的一个制约因素。煤炭燃烧产生的烟气中含有烟尘、硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和CO2等污染物，这些污染物排入大气，已经造成了严重的环境问题，是我国经济可持续发展急待解决的重要问题。

二、项目的必要性 在燃煤电站烟尘排放的控制方面，由于我国近30年来一直大力采用高效率的烟气除尘装置，烟尘排放已得到有效控制，控制率达到99%以上。 在燃煤电站SOx排放的控制方面，我国采用引进技术和设备建立了一批烟气脱硫示范工程，不断加大SOx排放的控制力度，要求新建机组必须采用烟气脱硫装置，并逐步对在运机组进行脱硫技术改造，目前SOx的排放控制率已达到10%，SOx排放的增长势头已基本得到了控制，随着脱硫机组的不断建设，SOx排放总量将不断降低。

二、项目的必要性 在燃煤电站NOx排放的控制方面，我国在新建的机组上普遍采用低NOx燃烧技术，并逐步对在运机组进行低NOx燃烧技术改造，但由于低NOx燃烧技术固有的局限性，很难达到很高的NOx脱除效率。根据我国燃煤电站锅炉的调查结果，固态排渣煤粉炉的NOx的排放浓度为600-1200mg/Nm3，液态排渣煤粉炉的NOx的排放浓度为850-1150mg/Nm3，均比国外同类机组的排放浓度高出很多，如不采用更高效率的控制技术，随着我国燃煤机组的大幅度增加，NOx排放总量将成比例增长，NOx是燃煤电站排放的酸性气体的主要污染物。因此，NOx的控制将是继粉尘和SOx之后燃煤电站环保治理的重点。

二、项目的必要性 环境保护推动了各种NOx控制技术的研究开发和应用，反过来各种控制排放技术的成功应用也为严格的排放标准出台与实施奠定了技术基础。中国出台的国家标准《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003），对新建燃煤电站机组NOx排放提出了450mg/Nm3的控制指标，该值为国产燃煤发电机组锅炉采用低NOx燃烧技术后所能达到的最低排放浓度值，而且不同的地区要求不同，在实施NOx排放总量控制的地区，NOx排放标准会高于国家规定的标准。随着环保排放标准的进一步提高，以及在国内采取火电厂大气污染物排放总量控制的部分地区，仅仅依靠燃烧中控制NOx技术将不能满足排放要求，因此采用烟气脱硝技术已经摆上议事日程，这必然推进烟气脱硝技术的应用。

三、阚山脱硝工程方案选择 在通常的燃烧温度下，煤燃烧生成的NOx中，NO占90%以上，NO2占5%-10%，而NO2只占1%左右。 在大气污染治理领域里，NOx主要指的是NO和NO2，煤燃烧过程中生成的NOx有三种方式： 热力型NOx，它是空气中的氮气在高温下氧化而生成的NOx； 燃料型NOx，它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解，接着氧化而生成的NOx； 速度型NOx，它是燃烧时空气中氮和燃料中的碳氢化合物反应生成的NOx。 对于燃煤电站锅炉，一般热力型NOx占总NOx的25%，燃料型NOx占75%，速度型NOx所占份额很少。

脱硝技术方案比较 项目 SCR技术 SNCR技术 SNCR/SCR混合技术 反应剂 可使用NH3或尿素 可使用NH3 或尿素 反应温度 320-400 ℃ 800-1250℃ 前段：800-1250℃ 后段：320-400℃ 催化剂 成份主要为TiO2, V2O5 WO3 不使用催化剂 后段加装少量催化剂（成份同SCR） 脱硝效率 60-90% 25-40% 40-80% 反应剂喷入位置 多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内 在炉膛内喷射 在炉膛内或过/再热器后喷射 SO2/SO3氧化 会导致SO2/SO3氧化 不导致SO2/SO3氧化 SO2/SO3氧化较SCR低 NH3逃逸 3-5ppm 5-15ppm 3-10ppm 对空预器影响 NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀 不导致SO2/SO3的氧化， 造成堵塞或腐蚀的机会最低 SO2/SO3氧化率较SCR低， 造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低 系统压力损失 催化剂会造成压力损失 没有压力损失 催化剂用量较SCR小， 产生的压力损失相对较低 燃料影响 高灰分会磨耗催化剂；碱金属氧化物会使催化剂钝化；燃料的变化会导致催化剂效率变化。 对燃料成分的变化不敏感 影响与SCR相同 锅炉影响 受省煤器出口烟气温度的影响 影响与SNCR/SCR混合相同 受炉膛内烟气流速及温度分布的影响

脱硝技术方案比较 项目 空间利用率 利用率高 反应器尺寸小，催化剂小, 尿素设备环保上的问题 效率稳定 操作稳定性 效率稳定 压力损失 无 SNCR技术 SNCR/SCR混合技术 空间利用率 利用率高 反应器尺寸小，催化剂小, 尿素设备环保上的问题 效率稳定 操作稳定性 效率稳定 压力损失 无 <600Pa NOx去除效率 25-40% 40-80% 对设备的影响 影响小 锅炉增加催化剂反应器 业绩 影响多 已有大型机组成功运行经验 安全性 选用尿素，无安全问题 装置成本 采用进口设备，9.8-12.1 百万USD 采用部分进口设备，14.6 百万USD 运行成本 两者差异不大;如不考虑还原剂，其它各方面运转成本，包括：耗电量、催化剂更换费用、年维修成本等，SCR较高。 两者差异不大，运转成本在SNCR与SCR之间。 安装停机时间 2周 2-4周

技术方案结论 根据上表对SNCR及SNCR/SCR混合型技术上的分析及其对锅炉设备的运转、维护、修改、更新或迁移等多方面的考虑，混合型SNCR/SCR技术在设置成本、空间利用率、安全性上，以及对现有SNCR及其相关设施的利用上，均优于采用纯SCR的设计。 SNCR及SNCR/SCR混合型技术两者差异不大。SNCR有空间利用率高、无压力损失、设置成本低、停机时间短的优点。然而，在 NOx去除效率方面混合技术SNCR/SCR较好。因此在选择技术方案时，如果成本是主要考虑的因素，则选用SNCR技术；如果NOx去除效率是主要考虑的因素， 则选用SNCR/SCR混合型技术。在采用SNCR技术时，在设备空间的许可的情况下，可预留催化剂空间，使装置具有扩充的能力，以满足将来更严格的环保要求。 阚山一期工程选用SNCR/SCR混合型技术，分两步实施，在机组建设时同步安装SNCR系统，预留SCR的位置。

四、阚山脱硝工程项目实施效果 阚山一期工程2×600MW机组采用选择性非催化还原（SNCR）和选择性催化还原（SCR）混合脱硝技术（简称SNCR/SCR混合技术）降低氮氧化物（NOx）排放浓度。 脱硝工程分两期实施，机组建设期间同步实施SNCR部分，工程采用美国Fuel Tech,Inc.（以下简称Fuel Tech）成熟的SNCR/SCR混合脱硝技术。 脱硝岛总承包合同技术协议中的主要内容细化说明如下：

四、阚山脱硝工程项目实施效果 脱硝工程范围 脱硝岛SNCR范围内所有工艺系统：包括脱硝系统、还原剂配制与输送、添加剂系统、工艺水系统、风系统、控制系统、电气、消防等的设计、施工、设备制造、供货、安装、系统调试和试运行。 脱硝岛预留SCR部分的设计。每台机组预留两个SCR烟气脱硝反应器位置，预留SCR系统反应器、烟道、催化剂、钢结构支撑总重量小于800吨。 SNCR脱硝系统的喷枪、计量模块、均分模块不需另设空间，具体布置需要与锅炉制造厂协商。SNCR脱硝系统还原剂储存制备系统占地580m2，无须安全距离。两台机组公用1个循环模块，每台机组各配1个稀释水模块，共占地14m2。

技术性能要求 脱硝装置能在锅炉40~100%BMCR的负荷范围内有效地运行。 锅炉在BMCR工况条件下，当炉膛出口烟气NOx浓度为340 mg/Nm3时，投入SNCR系统后，锅炉出口烟气NOx浓度能够控制在238mg/Nm3以下，氨逃逸量≤15ppm，NSR=1.1~1.5。 在上述工况条件下，投入SCR装置后，锅炉出口烟气NOx浓度能够有效地控制在200mg/Nm3以下，氨逃逸量≤5ppm，NSR=1.1~1.3。 当锅炉炉膛出口烟气NOx浓度在340 mg/Nm3~400 mg/Nm3之间变化时，SNCR脱硝效率仍能保证≥30%，SNCR/SCR混合脱硝效率仍能达到42%及以上。 NSR定义如下： NSR=反应剂与入口NOx的实际摩尔比/反应剂与入口NOx的化学计量摩尔比 16

工程主要组成部分：高流量循环模块、稀释水模块、计量模块、分配模块、喷射器、电气系统、控制系统。 所有设备的制造和设计完全符合安全可靠、连续有效运行的要求，性能验收试验合格后一年质保期内保证装置可用率≥99%。 采用尿素作为基本还原剂，经稀释成10%尿素溶液喷入锅炉烟气中。尿素储存量不小于锅炉BMCR工况下10天用量。 烟气脱硝工程的运行状态不影响机组的安全、稳定运行。脱硝装置的运行不降低机组的出力，对锅炉效率的影响小于0.5%。卖方保证锅炉的连续运行不受脱硝工程运行及停运时的限制，脱硝工程的负荷范围与锅炉负荷范围相协调，为锅炉最大连续出力的40%~100%。 17

脱硝系统阻力：SNCR脱硝部分不增加烟气阻力。采用SNCR/SCR混合脱硝装置时，总脱硝效率为42%时，SCR脱硝反应器按照可以布置2层催化剂设计（1层运行，1层备用），SCR催化剂（2层）的阻力为400Pa；烟道阻力为200Pa；SCR部分的系统总阻力为600Pa。 烟气脱硝控制系统：采用PLC控制系统，该系统可以独立运行，实现脱硝系统的自动化控制。控制对象包括：脱硝剂流量控制系统、多喷嘴喷枪混合控制系统、冷却水控制系统、空气和空气净化控制系统、温度监测系统等。脱硝控制系统可在无需现场就地人员配合的条件下，在脱硝控制室内完成对脱硝系统脱硝剂的输送、计量、水泵、风机、喷枪系统等启停控制，完成对运行参数的监视、记录、打印及事故处理，完成对运行参数的调节。

保证值 在燃用设计煤种时，BMCR工况，脱硝装置按入口NOx浓度340 mg/Nm3设计，SNCR脱硝装置出口烟气NOx浓度≤238mg/Nm3，氨逃逸量≤10ppm，NSR=1.1~1.3。当锅炉烟气NOx浓度在340mg/Nm3~400 mg/Nm3之间变化时，SNCR脱硝效率仍能保证≥30%,氨逃逸量≤10ppm。 脱硝岛设备的噪音不高于85 dB(A)（距设备外1m，操作平台1.2 m处测试）。 性能验收试验后一年质保期内保证装置可用率不低于99%。 脱硝岛漏风率≤0.05%。 预留SCR反应器的阻力为400Pa；烟道阻力为200Pa；预留SCR脱硝系统总阻力为600Pa。 SNCR脱硝系统对锅炉效率的影响小于0.5%。

预留SCR所采取的措施 引风机。安装SCR后，系统阻力将会增加600Pa，我们在引风机招标时考虑在安装SCR时，可以采用更换风机叶片的方式来提高风机压头。引风机采用静叶可调式轴流风机，能够通过增加叶轮叶片数量的方法达到提升压头的目的。引风机的电动机容量考虑了阻力增加的需要，在今后引风机改造时不需要改造电动机。 SCR脱硝反应器的总重量为800吨，包括：反应剂、烟道、催化剂、钢结构等，在设计时必须考虑这部分重量，包括基础、钢结构等，尾部SCR钢架零米以下基础在机组建设时完成施工。 20

电除尘器。电除尘器选用双室四电场静电除尘器，除尘效率≥99 电除尘器。电除尘器选用双室四电场静电除尘器，除尘效率≥99.7%。电除尘器生产商认为烟气中氨的含量小，对电除尘器的影响可以忽略不计，因此电除尘器没有采取特别的防护措施。 空气预热器。为配合本工程采用SNCR/SCR混合脱硝工艺方案，哈锅将按照一次设计、分步实施的原则进行空气预热器的设计。设计中充分考虑了烟气脱硝系统对空气预热器传热元件的影响，主要采取了如下措施：第一阶段由于仅采用SNCR脱硝方法，在锅炉尾部产生硫酸氨的风险很小，因此在空预器传热元件的设计上没有采用搪瓷传热元件，仅将冷端传热元件的高度从常规设计的300mm调整到500mm；第二阶段由于采用SNCR/SCR混合脱硝方法，SCR中的催化剂会使烟气中SO3的含量有所升高，在锅炉尾部冷端传热元件上粘结硫酸氨的风险增加。此时空气预热器冷端传热元件更换为搪瓷传热元件，冷端元件的高度由500mm增加到800mm（第一阶段设计时哈锅已经在冷端传热元件的位置上预留了增加300mm高度的空间）。 21

阚山电厂2×600MW机组脱硝岛SNCR与锅炉机组同步建设安装，在完成锅炉性能考核试验后，对SNCR系统进行了调试和运行优化工作。 由于锅炉厂对锅炉NOx排放保证值采用比较保守的设计，锅炉实际运行时NOx排放在300~310mg/Nm3左右。在BMCR工况条件下，当炉膛出口烟气NOx浓度为310mg/Nm3时，投入SNCR系统后，锅炉出口烟气NOx浓度能够控制在200mg/Nm3以下，SNCR的实际脱硝效率达到35%；在其他较低负荷时，锅炉炉膛出口烟气NOx浓度在340mg/Nm3时，SNCR脱硝效率也能大于30%，超过了合同要求的脱硝效率，系统及装置的其他技术性能指标也均符合合同和设计要求。

五、结论 我们国家正经历着史无前例的火电建设高峰期，随着在建火电机组的大量投产必将给环境保护带来越来越大的压力，国家有关部门势必将会对火力发电机组的NOX的排放提出更高的要求以及采取相应的罚款措施，火电经营者也必然会顺应时代潮流在降低机组NOX的排放水平上采取相应的措施。通过阚山电厂的SNCR/SCR混合法工艺方案的工程实践，可以看出采用SNCR/SCR混合脱硝技术将是一个更适合中国国情的选择。

谢 谢 2009.7.9 24