2×12 MW 生物质电站烟气脱硝系统改造

1.2 现有脱硝系统方案

脱硝系统设计选用选择性非催化还原 （SNCR）烟气脱硝工艺，采用炉内喷氨方式将质量分数为20%氨水喷入炉膛。脱硝装置入口烟气 NOx含量按200mg/Nm3设计，设计脱硝效率≥50%，NOx排放质量浓度不超过 100 mg/Nm3。电厂现有脱硝还原剂为质量分数 10%的氨水，在氨水储存与制备系统中作为还原剂的氨水，经过计量分配装置的精确计量分配、输送到炉前 SNCR喷枪处，氨水在输送泵的压力作用下，通过喷枪经过空气雾化后，以雾状喷入炉内，与烟气中的 NOx发生氧化还原反应生成氮气，从而达到去除 NOx脱硝目的。SNCR 装置通过布置在锅炉炉墙上的喷射系统，先将还原剂喷入第 1 个反应区 （锅炉炉膛为反应器），在 850～1 250 ℃高温下，还原剂与烟气中 NOx发生还原反应，将烟气中 NOx还原成 N2和 H2O，从而实现脱氮。

1.3 现有脱硝系统效率

通过热力试验分析该锅炉 SNCR 脱硝分别采用氨水和尿素作为脱硝还原剂时在不同温度下效率如表 3 所示。以上只考虑单层喷枪的温度与效率关系，在实

际脱硝方案中会在炉膛布置多层喷枪 （一般为 2层），喷枪层可以根据炉膛温度的变化进行切换或者调整，通过每层枪的还原剂的流量来适应锅炉负荷

与温度变化，保证锅炉负荷在 60%～110%之间变动时，脱硝效果满足排放要求。由表 3 可知，SNCR 脱硝效率在 850 ℃以上可达到 60%，在 900 ℃达到最大值。而温度低于 750℃时，锅炉初始 NOx排放又会低于 120 mg/Nm3，在正常条件下，锅炉的 NOx在采用 SNCR 脱硝时均能满足 NOx排放不高于 100 mg/Nm3。但现在脱硝装置入口烟气中 NOx质量浓度最高达到 220～230 mg/Nm3，NOx最高排放质量浓度达到 110～140 mg/Nm3，同时除尘器腐蚀严重，漏风较多，烟囱入口氧含量超过 10%，使 NOx浓度值过高，达不到排放要求 （≤100 mg/Nm3），因此需要改造。

2 脱硝改造方案

氧化塔脱硝方案吸收效率高，装置可靠性高；喷雾粒径小，吸收浆液表面积大；液气比小，装置省电，循环泵直径少，线速度低，使用寿命高；碱性吸收剂加入到循环浆液箱，进行双 p H值运行，保证了深度净化的目标；同时能适应锅炉40% BMCR 和 110% BMCR 工 况 之 间 的 任 何 负 荷 ；另外本湿法吸收装置无需重新改造，在保证供应脱硝氧化剂的情况下，具有脱硝效率可任意调节的功能。