【技术汇】SCR烟气脱硝尿素热解炉内加热技术节能研究

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作者 | 蒋新伟 李文华 杨一理 程纪东

浙江天地环保科技有限公司

浙能温州发电有限公司

摘要：尿素热解法具有系统简单、安全稳定等特点，因此在燃煤电厂脱硝改造过程中其被广泛应用。常用的尿素热解热源大部分采用电加热技术，存在能耗大、运行成本高的明显缺点。为降低运行成本，某电厂在330MW机组上对原有尿素热解系统进行加装炉内烟气加热器改造，改造完成后运行成本明显降低。本文针对此次改造前后的煤耗、厂用电率进行分析对比研究，并结合运行费用对改造成本回收进行了测算。

关键词：燃煤电厂；SCR烟气脱硝；尿素热解；烟气加热

目前燃煤机组烟气脱硝多采用SCR法，还原剂制备主要采用液氨蒸发和尿素热解、水解技术。相比较而言，尿素热解制氨工艺由于系统简单、安全性能高、运行稳定、响应速度快、维护量小，越来越多地被电厂采用。尿素热解的优势在于其系统运行的安全性与稳定性，不足是运行能耗高。以某1000MW超超临界燃煤机组为例进行计算，至少选用1000kW的电加热器，按年利用4500h，电价0.5元/kWh计算，2台机组年运行费用高达450万元;以600MW机组为例，SCR烟气脱硝尿素热解的热一次风电加热器功率即达908kW。

1尿素热解工艺

1.1 基本原理

尿素溶液在热解器内的蒸发热解过程为尿素溶液不断浓缩结晶的过程，尿素溶液只有在水不断蒸发到尿素溶液达到饱和才开始蒸发热解，尿素的分解温度在350℃以上。为了使尿素充分分解，需要足够的热量，同时保证分解后的产物不发生可逆反应，还需要控制生成产物的温度，因此，一般热解器出口温度需控制在350℃以上。

尿素热解工艺的反应式如下：在热解炉内完成尿素热解反应后，包含ＮＨ３的气流被导入氨气－烟气混合系统，在下游催化剂作用下完成脱硝反应。

1.2 烟气加热技术

为了进一步降低能耗，利用锅炉烟气加热锅炉冷/热一(二)次风的气气换热技术具有较大应用前景，也出现了一定量的工程案例。烟气加热技术主要分为炉内加热及炉外加热技术。炉外加热技术采用高温烟气旁路作为加热源。一般取700℃以上高温烟气，同时将一次热风从预热器出口风道上引出，两路管线与高温烟气换热器连接，在炉外进行热交换并加热至600～650℃后进行尿素制氨。炉外加热技术占地面积大、选材要求高、投资大等缺点较为明显，在改造项目中一般不做推荐。炉内加热技术将冷/热一次风送到锅炉低过或低再区域，在这一区域布置一组换热管束，高温烟气加热管束，将冷/热一次风加热到尿素热解所需要的热源温度。

以某330MW燃煤机组炉内脱硝尿素热解烟气加热系统改造为例，评估系统加装前后的锅炉效率影响及经济性分析。

2 改造方案

在水平低温过热器入口的烟道内增设烟气/稀释风换热器，将稀释风（环境风）通入换热器内，与锅炉烟道内的热烟气进行换热，换热器设计安装于锅炉转向室部位，稀释风在管内流动，烟气在管外绕流加热钢管。保留现有的尿素热解系统，将原稀释风管道改接入烟气/稀释风换热器稀释风侧入口，其出口后的稀释风管道与电加热器相连，电加热器与热解炉的连接保持不变。在主稀释风管道上设置旁路稀释风管道，从而部分或全部稀释风可不通入换热器而直接经过电加热器进入热解炉，主稀释风管道及旁路稀释风管道的流量由管道阀门开度调节，两管道统一接入电加热器，如图1所示。

图1系统改造流程图

3改造前后效率影响分析

3.1锅炉效率

依据热量平衡关系，根据未增加烟气换热器时，锅炉热效率数据，修正增加烟气换热器后锅炉热效率，计算公式如下：

通过修正计算，改造前后锅炉效率分别为93.12%，92.984%。脱硝尿素热解系统加设烟气换热器后锅炉效率较使用电加热器降低约0.136%。由于脱硝烟气换热器受热面占锅炉尾部对流换热面比例极低，不足1%，阻力增加非常小。本次对加设后烟道系统阻力的增加、即引风机出力的增加未纳入计算，认为对烟道系统阻力增加量极低，可以忽略不计。

3.2锅炉效率

以汽机热耗7927kJ/kWh、管道效率99%计算，改造前后发电煤耗、供电煤耗计算结果如表1所示。

4经济性评估

4.1按供电煤耗计算经济性

机组年利用小时数取4000h，标煤价格按1000元/t，计算加设脱硝烟气换热器后的经济性，改造前后发电、供电煤耗计算如表2所示。

改造前后发电煤耗分别为294.200g/kWh，293.770g/kWh，供电煤耗分别309.060g/kWh，307.458g/kWh。改造后发电煤耗增加约0.430g/kWh，供电煤耗降低约0.602g/kWh。

4.2按节省厂用电上网后计算经济性

该电厂上网电价税前0.4536元/kWh，税后0.388元/kWh。按节省厂用电上网后收益计算经济性，如表3所示。

5结语

本次脱硝尿素热解系统加设烟气换热器后锅炉效率较使用电加热器降低约0.136%，改造后厂用电率降低约0.327%。改造后发电煤耗增加约0.430g/kWh，供电煤耗降低约0.602g/kWh。

按改造前后供电煤耗变化计算经济性，年节省成本为79.51万元，约4.09a可完成成本回收。按节省厂用电上网后计算经济性，改造完后年节省成本为110.41万元，约2.94a可完成成本回收。

文章发表于《研究》

作者简介：蒋新伟，研究方向：烟气脱硫脱硝。