吉林省火力发电厂脱硝技术分析

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1、2014年10月吉林电力Oct．2014第42卷第5期(总第234期)JilinElectricPowerVo1．42No。5(Ser．No．234)吉林省火力发电厂脱硝技术分析AnalysisofFlueGasDe—NOTechniquesofThermalPowerPlantsinJilinProvince闰淑梅，王鑫(1．吉林省电力勘测设计院，长春130022；2．国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春130021)摘要：介绍了吉林省火力发电机组脱硝现状、技术种类及原理，对2种脱硝工艺进行对比。对吉林省火

2、力发电厂采用的典型脱硝案例进行分析，得出低氮燃烧器+SCR脱硝工艺和SNCR脱硝工艺均能满足GB13223-2011~火电厂大气污染物排放标准》对N0排放的要求。关键词：吉林省；火力发电厂；脱硝；SCR~SNCR中图分类号：X701文献标志码：B文章编号：1009—5306(2014)05—0050—03随着我国对环境保护的日益重视，燃煤电厂的表1吉林省已投运脱硝机组概况污染物排放更受到人们的关注，国家和地方环保部门对燃煤电厂污染物的排放浓度和总量有了较严格电厂名称机组号容量Mw竺的控制。GB13223-2011K

3、火电厂大气污染物排放标准》的颁布实施，加大了我国燃煤电厂的污染物减排力度，也增加了污染物减排工作的压力，因此全面了解本地区的脱硝现状，根据机组实际情况，选择效率高、无副产物、不形成二次污染、装置结构简单、运行可靠、便于维护的脱硝工艺，对于燃煤电厂达到GB13223-2011标准规定的2014年7月1日后燃煤电厂锅炉N0排放浓度限值为100mg／m。的目标具有重要的现实意义。1吉林省燃煤电厂脱硝现状截至2013年底，吉林省火力发电机组装机容量约为1700×10kW，采用脱硝工艺有低氮燃烧技在的条件下，在较低的温度范围

4、(280~420C)内，术、选择性催化还原工艺(SCR)以及非选择性催化还原剂(氨、CO或碳氢化合物等)有选择地将烟气还原工艺(SNCR)。其中SCR装机容量607×10中的N0还原生成为N。和H。0来减少NO排放。kW，占总装机容量的35．7，SNCR667×10kW，因为整个反应具有选择性和需要催化剂存在，故称占总装机容量的3．9。吉林省内已投运脱硝机组现之为选择性催化还原(SCR)，此工艺脱硝效率较高。状见表1。以氨为还原剂的SCR其主要反应为：4NO+4NH3+O2—4N2+6H202脱硝技术原理及两种工艺

5、比较4No2+4NH3+O2—3N2+6H2OSNCR工艺原理是将含有NH基的还原剂(如SCR脱硝技术反应原理为：在催化剂和氧气存氨、尿素)喷入炉膛温度为8001100℃的区域，该收稿日期：2014—05—12作者简介；闫淑梅(1982)，女，工程师，从事电厂化学环保设计工作。·50·2014年1O月Oct．2014第42卷第5期(总第234期)VO1．42No．5(Set．No．234)还原剂迅速热解成NH。在无催化剂作用下选择性幅达48以上，改造效果良好。地与烟气中的NO进行反应生成N。，此工艺脱硝表31、2号

6、机组SCR脱硝装置实测数据效率较低。以尿素作为还原剂为例，其主要反应为：参数5O％负荷9O％负荷设计值(NH2)zCo一2NH2+Co1号机组2号机组1号机组2号机组NH2+N0一N2+H2O脱硝效率／61．3O71．1654．8378．88≥5O2C0+2No—N2+2CO2入口N0SCR与SNCR脱硝工艺对比见表2。质量浓度／728．59376．46452．80233．70≤495裹2SCR与SNCR脱硝工艺对比(mg·m一)3．2某电厂SNCR工艺脱硝装置运行实例某电厂2×330Mw机组配备SNCR脱硝工嚣雅

7、一～艺，采用尿素作还原剂，设计效率不低于5O％，由于／该厂为循环流化床锅炉，该炉型对于燃煤氮氧化物的生成本身具有一定的抑制作用，通过加装SNCR装置，使机组氮氧化物浓度维持在较低的水平，脱硝装置相关参数检测数据见表4。表4某电厂SNCR脱硝装置实测数据m∞16廿参数5o负荷75负荷9o负荷设计值脱硝效率／∞未投尿素NO质量浓度／(mg·1m一。)投尿素N0质量浓度／(mg·m一)脱硝效率／％未投尿素N0质量浓3典型案例度／(mg·2m一。3．1某电厂2X350Mw机组低氮燃烧器改造实例某电厂1、2号2X350MW机

8、组SCR脱硝装置已于2011年完成安装并投入运行，设计效率不低于5O％。该厂于2013年1o月对2号机组进行了低氮燃烧器改造，但并未对1号机组进行低氮燃烧器改3．3某电厂330MW机组SCR工艺脱硝装置运行造。1号机组低氮燃烧器改造前及2号机组低氮改实例造后脱硝装置相关参数检测数据见表3。某电厂330Mw机组采用低氮燃烧器+选择从表3中数据可以看出，2号机组