基于环保标准趋严的燃气电厂脱硝方案研究

基于环保标准趋严的燃气电厂脱硝方案
研究
摘要：进入新时期以来，我国各项事业均快速发展，取得了十分理想的成绩，特别是发电行业以惊人的速度向前发展。

我国为煤炭生产大国，其煤炭消费量也
位居世界第一，而伴随当前国内工业快速发展步伐，工业生产污染问题日趋严重。

例如，在电厂发电过程中就会排放出大量SO2和NOx，它们都是目前火力发电中
工业污染的重要来源。

为有效减少工业污染，深度研究基于环保标准趋严的燃气
电厂脱硝方案是颇有必要的，这对我国社会经济长期可持续发展也具有重要意义。

关键词：环保标准；燃气电厂；脱硝方案
随着国家2030年“双碳”战略目标的制度，绿色新能源发电占比逐年提高，煤电机组作为当前最经济、稳定、可靠的调节电源，逐步承担更多的调峰深调任务，以维持电力、电网系统的安全稳定。

国家多地相继出台更加严格的超低排放
标准，推进燃煤电厂锅炉深度减排，如何进一步优化脱硝，降低机组运行风险与
环保转型，减少燃煤机组节能耗资是目前机组主要优化改进方向。

目前，燃煤电厂NOx排放控制措施应用最为广泛的技术分别为烟气再循环或
低NOx燃烧技术，其中烟气脱硝技术主要氛围湿法脱硝及干式脱硝两种方式，湿
法脱硝一般采用通过吸收剂将烟气中NOx进行溶解脱出，干法脱硝则是直接通过
化学反应将烟气中的NOx直接脱除，这种方法简单易操作[7-8]。

当前我国电厂
常用的脱硝方法包括：活性炭吸附法、电子束治理法、选择性催化还原脱硝法以
及选择性非催化还原脱硝法等。

1.我国燃煤电厂大气污染物排放标准及煤电超低排放标准
火电行业是大气污染物的重要排放源之一。

我国先后多次颁布实施有关火电
厂大气污染物的排放标准，分别为《工业企业“三废”排放试行标准》（GB
J4—73）、《燃煤电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—9 1）、《火电厂大
气污染物排放标准》（GB 13223—1996）、《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2003）。

现行标准为2011年7月出台的《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011，以下简称“国标2011”)，规定了火电厂大气污染物排放浓度限值、监测和监控要求，替代了原有的GB 13223—2003。

国标2011的控制指标包括SO2浓度、NOx 浓度（见表1）、烟尘浓度、汞及其化合物浓度以及烟气黑度。

表1 国标2011中燃煤锅炉大气污染物排放限值
国标2011以2012年1月1日为界限，在此之前建成投产或环评通过审批的
机组为现有机组，自此之后环评通过审批的新建、扩建和改建机组为新建机组。

火力发电锅炉及燃气轮机组烟尘、SO2、NOx 和烟气黑度排放限值的执行时间为：新建机组自2012年1月1日起执行；现有机组自2014年7月1日起执行。

为了防止区域性大气污染、改善环境质量、进一步降低大气污染源的排放强度、更加严格地控制排污行为，国标2011还指定了适用于重点地区1的大气污
染物特别排放限值，该限值的排放控制水平达到国际先进或领先。

煤电超低排放标准是指在现行国标2011特别排放限值基础上，提出燃煤机
组达到天然气燃气轮机组的排放限值标准，即在基准氧含量6 %的条件下，烟尘
排放浓度不大于10mg/m3，SO2排放浓度不大于35mg/m3，NOx排放浓度不大于
50mg/m3。

在相关讨论中，超低排放亦被称为“清洁排放”“超洁净排放”“近
零排放”等。

2.基于环保标准趋严的燃气电厂脱硝方案
某电厂#1、#2锅炉为东方锅炉股份有限公司制造，锅炉型式为亚临界参数自
然循环，前后墙对冲燃烧方式，一次中间再热，平衡通风，固态排渣，露天布置，全钢构架，全悬吊结构，“Π”型汽包锅炉。

本文以某电厂600MW机组脱硝系统提效改造为例，提出了高NOx浓度大型锅
炉脱硝系统提效改造分案，分析对比了各种方案的优缺点。

2.1脱硝系统现状
为满足机组超低排放要求，电厂已对#1、#2机组低氮燃烧器进行升级改造，
通过燃烧器改造#1～#2机组SCR入口NOx浓度能控制在650mg/Nm3以内。

电厂#1、#2机组脱硝系统选择性催化还原法脱硝工艺，脱硝装置采用选择性
催化还原法（SCR）工艺烟气脱硝系统，采用2+1层模式，设计效率为82%，SCR
反应器布置在省煤器与空预器之间的高含尘区域。

2.2方案介绍
#1、#2机组已进行低氮燃烧改造，改造后炉膛出口实际NOx浓度不大于
650mg/Nm3时,超低排放标准要求不大于50mg/Nm3，既锅炉烟气脱硝总效率需达到92.31%，现有的SCR脱硝装置催化剂的装填方式难以满足最后排放要求。

对于电厂需要达到最后排放要求，本文提出了如下两个方案：
方案一：对原有反应器进行改造，将原有反应器由3层催化剂层改为4层催化剂，新增2层催化剂，采用2层原有催化剂+新增2层催化剂方案（即“4+0”层方案），要求“4+0”方案脱硝效率不低于92.31%，满足最后排放要求。

方案二：对原有反应器不做改造，新增一层催化剂，采用2层原有催化剂+新增1层催化剂方案（即“3+0”层方案），新增一套SNCR的脱硝工艺，要求“3+0”方案脱硝效率不低于90%，新增一套SNCR的脱硝工艺，脱硝效率不低于25%，总的脱硝效率不低于92.31%，满足最终排放要求。

2.3方案比较
（1）方案一：本方案采用对SCR反应器进行加层改造（加装1层），新增两层催化剂（4+0）。

增加一层催化剂层，脱硝反应器、烟道高度、钢结构高度均需要增加约3m，另外还要增加声波吹灰器24套、蒸汽耙式吹灰器16套及增加相应的电、控设备和管道、阀门等。

增加3m高度后，反应器、烟道、钢结构量将相应增加钢材180t/炉，另外增加相应的保温材料、声波吹灰器24套、吹灰器6台及附属设备等，增加投资超过300万元/炉。

该方案增加了反应器的荷载，需要核算原反应器支撑结构和土建基础的安全性。

该方案需要停机进行反应器的加装改造，改造难度较大，停机时间约需20天。

该方案需对原还原剂供应系统的出力进行核算，对于不满足出力的设备进行改造或更换，改造工程量较大。

该方案改造难度较大，施工工期较长，改造后系统运行稳定可靠。

（2）方案二：新增一层催化剂，采用2层原有催化剂+新增1层催化剂方案（即“3+0”层方案），反应器不需要做改造。

新增一套SNCR装置，SNCR需新增一套氨水制备供应系统和氨水喷射系统。

氨水制备利用原SCR脱硝系统液氨区，还原剂可采用现有的液氨制氨水，需增设氨水制备供应系统及日用氨水储存罐。

由于SNCR加装简单，不增加场地安全距离，加装难度不大，锅炉需停机约7
天进行SNCR喷枪管的改造，氨水制备供应系统可不停炉进行改造，约需20天。

（3）技术经济性比较
两种种方案技术、经济性进行比较分析如下：
(4）方案比选小结
1）方案一改造难度较大、改造费用较高、改造工期较长、负荷适应性较好，前期运行可靠，但后期存在排放超标的风险。

2）方案二改造难度较小、改造费用较低、改造工期短、负荷适应性较差，
该方案运行可靠性较差，高温喷射对锅炉受热面的安全有一定的影响，同时也会
影响锅炉效率。

3）从运行的经济性比较，方案一改造增加的运行成本较低，方案二由于影
响锅炉效率其增加的运行成本较高。

4）就SCR脱硝系统来说，理论上来说4层催化剂能达到93%甚至更高的脱硝
效率，国内也有投运或在建的项目，如京能十堰热电厂350MW机组，脱硝效率
92.9%；河南华润首阳山2×600MW机组安装3层催化剂的脱销效率运行值达到95%以上，山东聊城电厂2×600MW机组安装3层催化剂的脱销效率为93%左右。

因此，就技术层面而言，在确保SCR烟气脱硝装置烟气流动充分均匀的条件下，本工程
4层催化剂完全可满足脱硝要求。

但由于催化剂的特点及运行条件较差，该系统
在运行后期，存在积灰、催化剂中毒等引起的催化剂老化导致效率降低，存在后
期难以满足排放要求的风险。

5）对于SNCR脱硝系统而言，虽然25%的脱硝效率对于SNCR脱硝系统来说并
不算高，且在此效率下投运的SNCR脱硝系统国内也有很多业绩，但基本都是运
行在300MW以下的机组上。

该方案要求对锅炉的流场准确把握，合理确定还原剂
喷射位置，以保证还原剂与烟气充分均匀的混合，考虑到本项目机组容量较大，
喷入的还原剂难以和生成的氮氧化物在炉膛里完全均匀混合，使得脱硝效率难以
保证，仍具有一定的风险。

（5）结论及建议
理论上来说方案一和方案二都是可行的，但均存在一定的技术风险，由于烟气超低排放要求严苛，为进一步提高脱硝装置的可靠性，本报告综合考虑两种方案的优缺点提出方案三：按方案一对SCR脱硝装置进行“4+0”改造，要求SCR 脱硝效率不低于92.31%，并同步新增一套SNCR脱硝装置，要求SNCR脱硝效率不小于25%。

此方案为方案一、二的折中技术方案，根据国内相同新建机组及类似超净排放工程的经验，并经过咨询国内多家知名脱硝装置设备厂家，认为该方案技术风险最小，并且该技术方案可以采用灵活运行的方式，当SCR脱硝装置能满足排放要求时，停运SNCR脱硝装置，当SCR脱硝装置无法满足排放时，投入SNCR脱硝装置进一步提高脱硝效率，满足最终的排放要求。

参考文献：
[1]国家发展改革委，环境保护部，国家能源局．煤电节能减排升级与改造行动计划( 2014 － 2020 年) .
[2]孙建胜. 火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保[J]. 工程技术(文摘版), 2020.。