介绍了某厂300MW燃煤发电机组烟气脱硝改造工艺优化特点,并与传统工艺方法进行了比较分析,而且该优化方案已在工程实践中成功应用。
1概述
为实现国家“十二五”氮氧化物总量减排目标，满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的氮氧化物指标要求，燃煤电厂普遍实施了烟气脱硝改造。很多电厂因所处地理位置原因，必须采取尿素法脱硝，而尿素法脱硝工艺相对较复杂。以某电厂尿素法脱硝为例来介绍其工艺优化特点。某电厂的2台300MW机组分别于2012年12月、2014年6月完成脱硝改造，在催化剂层布置、尿素热解热源选择、尿素上料、混合喷氨方式、稀释风设计等方面做了大量优化工作，取得显著成效。在此，根据该厂脱硝改造工程实践，将工艺优化特点总结归纳如下，供同行参考借鉴。
该厂锅炉为某公司供货，采用从美国福斯特˙惠勒能源公司引进的“W”型火焰锅炉技术。锅炉为亚临界压力中间一次再热的自然循环锅炉，双拱形单炉膛，燃烧器布置于下炉膛前后拱上，“W”型火焰燃烧方式，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢结构，全悬吊结构，平衡通风，露天布置。燃用低挥发份无烟煤、贫煤及少量烟煤的混煤。锅炉采用双旋风煤粉浓缩燃烧器，共配有24个双旋风筒分离式煤粉燃烧器，错列布置在锅炉下炉膛的前后拱上，每一燃烧器配有一个单元风，每个单元布置6个二次风道及挡板。
1.2脱硝改造基本概况
本工程采用尿素制备还原剂，选择性催化还原法（SCR）脱硝装置及配套系统改造。在设计煤种，锅炉BMCR工况、处理100%烟气量条件下由乙方提出在入口NOx含量在1000mg/Nm3时，脱硝效率大于80％、出口NOx含量不超过200mg/Nm3的设计方案。SCR部分的催化剂层数按“2＋2”层方案进行设计。当环保排放标准提高时催化剂层可以采用“3+1”的设置满足100mg/Nm3排放要求（即设备不进行改动或扩容，只需增加一层催化剂就可满足100mg/Nm3的排放要求）。
2工艺优化特点
2.1催化剂采用“2+2”模式
2.1.1传统模式简介
传统模式中催化剂层数主要是按“2＋1”模式布置，初装2层预留1层；每套脱硝装置均按在设计工况、处理100%烟气量的条件下，脱硝效率不低于80%进行整体设计，在催化剂化学寿命期内，催化剂在设计工况、处理100%烟气量的条件下每套脱硝装置脱硝效率均不小于80%。
2.1.2优化模式简介
优化模式主要是将催化剂层数按“2＋2”模式布置，初装2层预留2层；每套脱硝装置均按在设计工况、处理100%烟气量的条件下，脱硝效率不低于90%进行整体设计，具体要求为：在催化剂化学寿命期内，布置两层催化剂的条件下每套脱硝装置脱硝效率均不小于80%，布置三层催化剂的条件下每套脱硝装置脱硝效率均不小于90%
2.1.3优化模式优点
（1）运行比较灵活，更具有远见性，按照新的排放标准W火焰锅炉从2014年7月1日起执行200mg/m3排放标准，脱硝改造催化剂层数按照2+2设计，脱硝效率大于80%，可以达标；如果该厂被划为“重点地区”，将要执行“特别排放限值”100mg/m3，只需增加一层催化剂，很容易实现3+1的方式满足100mg/m3排放要求；
（2）比传统“2+1”或“3+1”模式节约大量改造费用。
2.2天然气热源的采用
2.2.1传统的尿素热解热源选择
（1）传统的尿素热解热源一般有两种：一种是采用燃油（锅炉点火#0柴油），柴油在热解炉燃烧产生热量加热稀释风达到尿素热解所需温度；另一种是采用电加热，从电厂的厂用电系统引入电源，在电加热器中加热稀释风达到尿素热解所需温度。
（2）存在的不足：实践表明，采用燃油加热方式，目前国内已有投运项目，但一直未能被推广：a)该方式存在较严重的结垢现象;b)且在当前油价水平下，该方案的运行成本也较高。采用电加热方式:a)除需要添置电加热整套设备系统外，由于电负荷较大，一般的厂用电系统还难以承受这么大的负荷，还需要进行厂用电增容，因此，造成初期投资和设备维护费用较燃油方式高得多；b)相关资料表明，适当提高热解炉稀释风的温度，有利于尿素的热解和系统运行，但由于电加热器由于其内部原件的耐温限值，稀释风的温度升高可能受到一定限制;c)在当前电价水平下，也不经济。
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