600MW超臨界燃煤機組SCR煙氣脫硝工程實例

倪宏寧，劉 崗，鄭莆燕

(1.國電銅陵發(fā)電有限公司，安徽銅陵 244153;2.上海電力學(xué)院，上海 200090)

研究結(jié)果表明，2005年末我國NOx排放量已接近2.0×107t，其中2/3以上來自于燃煤，火電廠是最大排放源［1］.從2004年開始的新一輪電力建設(shè)中，600 MW機組逐漸成為建設(shè)的主力機組，鍋爐煙氣量成倍增加，勢必造成SO2和NOx的大量排放，嚴(yán)重制約了國家經(jīng)濟和社會的可持續(xù)發(fā)展.為了環(huán)境的可持續(xù)發(fā)展，避免走先污染后治理的老路，國家環(huán)保部門逐步出臺了一系列控制火電廠NOx排放的法規(guī)、政策，對部分具備條件和環(huán)保壓力較大區(qū)域所新建和改擴建的火電廠要求同步安裝或?qū)嶋H預(yù)留煙氣脫硝項目.

國家電力規(guī)劃設(shè)計院在對國電銅陵電廠項目可行性研究審查中和國家環(huán)保局對本工程的環(huán)保評價中都明確要求本工程1#鍋爐預(yù)留脫硝裝置的安裝位置，在2#鍋爐安裝選擇性催化還原(SCR)煙氣脫硝裝置，與主體工程同步建設(shè)、同步調(diào)試、同步投運.由于工程具體特點不同，國電銅陵電廠項目于2004年4月即于東方鍋爐廠簽訂合同并及時進行鍋爐設(shè)計工作，2004年10月通過可行性研究審查.但鍋爐的原先設(shè)計沒有考慮脫硝的安裝位置，更沒有進行一體化設(shè)計的構(gòu)架，造成國電銅陵電廠脫硝項目只相當(dāng)于一個改造項目.2005年6月，開始對國電銅陵電廠600 MW超臨界燃煤機組選擇性催化還原煙氣脫硝項目進行設(shè)計，并于2008年9月通過調(diào)試運行.它是國電集團和安徽省內(nèi)第一個在火電機組上安裝脫硝的項目.該脫硝項目的實施為同類型機組安裝脫硝裝置和已建電廠進行脫硝裝置的技術(shù)改造起到了很好的示范作用，積累了寶貴的工程建設(shè)經(jīng)驗.

1 項目概況

1.1 電廠概況

國電銅陵電廠位于安徽省銅陵市境內(nèi)，由國電集團控股的新建電廠，規(guī)劃總裝機容量為4臺600 MW國產(chǎn)超臨界凝汽式燃煤發(fā)電機組，分二期建設(shè)，一期工程裝機容量為2臺600 MW超臨界燃煤機組.

本期脫硝工程是在電廠2#鍋爐上配套安裝煙氣脫硝裝置，1#機組預(yù)留脫硝位置，按照2#機組的要求進行設(shè)計和基礎(chǔ)施工.

1.2 主要設(shè)備及參數(shù)

本工程3大主機分別采用東方鍋爐廠、上海汽輪機廠和上海汽輪發(fā)電機廠的產(chǎn)品.鍋爐主要設(shè)備參數(shù)如表1所示.

表1 煙氣脫硝主要設(shè)備參數(shù)

1.3 脫硝工程概述

本工程采用選擇性催化還原法(SCR)脫硝裝置，在設(shè)計煤種及校核煤種、鍋爐最大工況(BMCR)，以及處理100%煙氣量條件下，脫硝效率不小于80%.該項目采用EPC建設(shè)模式，由國電科技環(huán)保集團有限公司環(huán)保工程分公司負責(zé)，采用國外FBE公司SCR煙氣脫硝的先進技術(shù).

2 SCR的設(shè)計

2.1 主要設(shè)計參數(shù)與工藝過程設(shè)計

選擇性催化還原煙氣脫硝的主要設(shè)計參數(shù)如表2所示.

表2 煙氣脫硝的主要設(shè)計參數(shù)

SCR煙氣脫硝工程的主要流程見圖1［2］.其主要工藝流程為:液氨槽車運來的液氨由卸料壓縮機輸送到液氨罐內(nèi)儲存，液氨罐內(nèi)液氨通過氨罐自身的壓力或液氨泵加壓(氨罐低液位時)經(jīng)管道送入水浴式蒸發(fā)器(水溫一般控制在42℃);液氨在水浴式蒸發(fā)器內(nèi)被加熱蒸發(fā)成氣氨(0.6 MPa左右)，進入氣氨緩沖罐穩(wěn)定其壓力(0.5 MPa左右)后經(jīng)管道輸送到SCR反應(yīng)器前的混合器，與稀釋風(fēng)機送來的空氣混合成含氨不超過5%的混合氣體后，通入SCR反應(yīng)器進口的整流器均流后進入反應(yīng)器，在催化劑的作用下，與煙氣中NOx反應(yīng)生成氮氣和水.

圖1 SCR主要流程

由液氨儲罐及氣氨蒸發(fā)系統(tǒng)緊急排放的氣氨則排入氣氨稀釋罐中，經(jīng)水吸收后排入廢水池，再經(jīng)廢水泵送至主廠廢水處理系統(tǒng)進行處理.

2.2 總體布置設(shè)計

國電銅陵電廠脫硝系統(tǒng)主要包括SCR反應(yīng)器和氨區(qū)兩部分.2臺SCR反應(yīng)器采用高含塵布置，即將反應(yīng)器布置在省煤器和空預(yù)器之間，如圖2所示.

圖2 SCR的布置

國內(nèi)高含塵的SCR脫硝裝置的布置主要有兩種方式:一是和鍋爐一體化設(shè)計，直接布置在空預(yù)器上，優(yōu)點是布置緊湊、節(jié)省鋼材，但大顆粒的灰對催化劑的磨損較為嚴(yán)重;二是煙氣通過煙道引出進入獨立布置的SCR反應(yīng)器，再通過煙道引回空預(yù)器換熱.

國電銅陵電廠煙氣脫硝工程的含灰塵高于校核煤種，達到50 g/Nm3，因此如何減輕磨損、積灰和堵灰是必須首先考慮的問題.特別是對不帶旁路的脫氮系統(tǒng)，如果不能長期穩(wěn)定運行，將直接影響鍋爐的正常工作和電廠的經(jīng)濟效益.此外，本工程脫硝設(shè)計是后于鍋爐設(shè)計的，相當(dāng)于改造項目.設(shè)計中將煙氣脫硝裝置布置在位于一次風(fēng)機、送風(fēng)機鋼支架上方的K7和K8之間.這種設(shè)計需解決的問題:一是脫硝系統(tǒng)煙道與鍋爐煙道如何接口及對鍋爐受熱面、鋼構(gòu)、荷載的影響;二是安裝脫硝裝置后空預(yù)器設(shè)備的改動情況;三是鍋爐在安裝脫硝裝置后，在鍋爐機組聯(lián)鎖、保護裝置配套齊全的情況下，鍋爐的防爆壓力問題.

經(jīng)設(shè)計院計算SCR裝置及上部鋼架載荷大約為6 000 t，我們采取增大原有的風(fēng)機基礎(chǔ)和鋼構(gòu)，以及脫硝上部構(gòu)架與鍋爐構(gòu)架聯(lián)合的辦法，讓鍋爐構(gòu)架承受300 t左右的風(fēng)載，從而較大地減少了構(gòu)架的體積，節(jié)省了鋼材.為了防止脫硝生成的硫酸氫鈣對下游空預(yù)器的積灰堵塞，空預(yù)器預(yù)留原有結(jié)構(gòu)空間，并將其更換成適合脫硝的搪瓷受熱面;為防止在空預(yù)器低溫段的積灰，再將空預(yù)器中溫段和低溫段合成一段，有效避免了縫隙積灰阻塞.經(jīng)核算，在鍋爐煙道因安裝SCR裝置增加1 000 Pa的阻力，鍋爐原有8 000 Pa的內(nèi)爆承受力能滿足要求.本工程燃燒煤種含灰量高，煙道從省煤器出來有90°的拐彎，為防止煙道磨損，在拐彎煙道下部設(shè)置脫硝灰斗，以去除大顆粒灰塵.將FBE公司特有的渦流混合器布置在垂直上升的煙道內(nèi)，有效增強了氨氣和煙氣的混合.

2.3 反應(yīng)器本體設(shè)計

反應(yīng)器是整個脫硝系統(tǒng)的關(guān)鍵，合理的設(shè)計既可以使系統(tǒng)達到性能要求，又盡可能減輕對下游設(shè)備的影響.

首先，本工程SCR反應(yīng)器層數(shù)采用2+1的結(jié)構(gòu)方式，這樣既能達到工程80%脫硝效率要求，又為以后能滿足日益提高的環(huán)保要求預(yù)留了空間.其次，根據(jù)催化劑的各項性能，在對反應(yīng)器的外形進行布局設(shè)計時，綜合考慮了脫硝反應(yīng)煙氣最佳停留時間與系統(tǒng)壓損最小化，使機組適應(yīng)不同負荷和煤質(zhì)工況下的抗磨、抗堵等情況，催化劑區(qū)域內(nèi)流速不超過6 m/s.再次，反應(yīng)器尺寸為11.52 m×11.52 m×16.6 m，反應(yīng)器設(shè)計成煙氣豎直向下流動，在反應(yīng)器入口將設(shè)氣流均布裝置，并在反應(yīng)器入口及出口段將設(shè)導(dǎo)流板.對于反應(yīng)器內(nèi)部易于磨損的部位將采取必要的防磨措施.反應(yīng)器內(nèi)部各類加強板、支架將設(shè)計成不易積灰的型式，同時將考慮熱膨脹的補償措施.每層催化劑設(shè)置4只蒸汽吹灰器，利用屏過出口蒸汽，經(jīng)減壓至0.8 MPa對催化劑吹灰.

2.4 催化劑的選型

本工程由國電龍源EPC與東方鍋爐廠聯(lián)合投標(biāo)，由國電龍源EPC負責(zé)工程設(shè)計、施工、安裝等，東方鍋爐廠則負責(zé)脫硝構(gòu)架、催化劑的設(shè)計、供貨等.催化劑由東方鍋爐廠引進DKC技術(shù)在成都生產(chǎn).催化劑的主要參數(shù)見表3.

表3 催化劑的主要參數(shù)

兩個反應(yīng)器共由132個催化劑模塊組成，其中一般性的模塊292個(每層73個)，測試模塊20個(每層5個).每年至少測試一次來檢查催化劑的潛在活性.本催化劑是以TiO2為基體，與WO3和V2O5混合壓制而成.

2.5 脫硝DCS設(shè)計簡介

本工程脫硝系統(tǒng)采用集中監(jiān)控方式，脫硝控制系統(tǒng)采用與機組DCS一體化配置的本地控制站(SCR反應(yīng)裝置)和遠程I/O控制站(公用制氨系統(tǒng))共同完成數(shù)據(jù)采集、程序控制和調(diào)節(jié)控制功能.在主機組控制室內(nèi)，通過機組DCS操作員站可完成對整個脫硝系統(tǒng)(包括SCR反應(yīng)裝置和就地公用制氨系統(tǒng))的啟/?？刂?、正常運行的監(jiān)視和調(diào)整，以及事故工況的處理和故障診斷，而無需現(xiàn)場人員的操作配合.

脫硝SCR反應(yīng)器區(qū)DCS控制站布置在電廠主廠房電子設(shè)備間內(nèi).脫硝公用制氨區(qū)設(shè)有熱控電子設(shè)備間，位于脫硫廢水處理車間6 m層，面積約為24 m2，布置有公用制氨系統(tǒng)DCS遠程I/O控制站、公用制氨儀表，以及氣動執(zhí)行機構(gòu)電源柜等.

本脫硝系統(tǒng)DCS采用與主機組DCS完全一致的、由上海自動化儀表股份有限公司負責(zé)的集成、設(shè)計和供貨的控制硬件和軟件.控制系統(tǒng)使用Max1000+Plus.

3 系統(tǒng)安全

液氨車間設(shè)置于脫硝島南面、煤場北部，該區(qū)域長約50 m，寬約30 m，布置1#和2#機組公用脫硝制氨車間.液氨車間上方有遮陽棚防太陽輻射，遮陽棚采用門式鋼架結(jié)構(gòu)，通過排氣孔自然通風(fēng)，可防止頂部氨氣的聚集.車間占地490 m2，車間東側(cè)為卸車專用場地.由于采用99%的液氨，與空氣混合會發(fā)生爆炸(體積比15% ～28%)，屬于乙類危險品，建筑物耐火等級為二級.本工程的氨罐容器為130 m3，屬于重大危險源.因此，安全設(shè)計主要考慮氨區(qū)安全.

氨區(qū)設(shè)備露天布置加蓋雨棚，以利于防火、防爆.設(shè)置氨氣泄漏檢測設(shè)備及火災(zāi)報警探頭;設(shè)置水噴淋系統(tǒng).區(qū)域按功能分區(qū)集中布置，分貯罐區(qū)，蒸發(fā)區(qū).采用敞開式布置，各區(qū)域之間符合防火距離的要求.在氨區(qū)設(shè)置氨氣檢漏儀4臺，分別布置在液氨區(qū)及氨氣稀釋區(qū)域，如泄露氨氣含量檢測大于25 mg/kg，則消防噴淋裝置啟動，并根據(jù)介質(zhì)要求對系統(tǒng)所有設(shè)備、管道、管件均應(yīng)按密封性和對氨的防腐蝕性進行選型，防止因泄露造成爆炸等事故.在布置制氨車間時，在車間周邊設(shè)置環(huán)形消防車道以保證暢通，以及與其他裝置間的防火間距，在下風(fēng)向盡量減少構(gòu)建人員活動的建筑物.氨區(qū)實行無人值班，脫硝監(jiān)視，并納入主機DCS控制，但在卸氨時采用人員則就地操作.

氨區(qū)屬于重大危險源，需經(jīng)過省級安全部門的審查.首先，本工程委托安徽省安全生產(chǎn)研究院編制了《國電銅陵發(fā)電有限公司一期工程(2×600 MW機組)安全預(yù)評價補充(脫硝系統(tǒng))報告》，再向安徽省勞動保護科學(xué)技術(shù)學(xué)會報送“評審請示”，并于2007年1月完成了安全評審.評審?fù)ㄟ^后還需向安徽省安全生產(chǎn)監(jiān)督管理局報送“備案請示”，得到安徽省安全生產(chǎn)監(jiān)督管理局的批復(fù)后，工程才被允許建設(shè).

4 運行調(diào)試

本工程由國電龍源EPC負責(zé)系統(tǒng)的調(diào)試.由于工程進度原因，脫硝的調(diào)試后于主機168 h的試運行.在現(xiàn)在還沒有脫硝環(huán)保電價的情況下，為減小運行時系統(tǒng)阻力節(jié)約廠用電，只安裝了中間一層催化劑.

2#機組脫銷裝置的調(diào)試工作開始于2008年12月2日，整套裝置也于2009年3月11日正式投入連續(xù)運行，至3月19日完成168 h試運行.其間，2#機組最大負荷為550 MW.在連續(xù)試運行過程中，整套脫銷裝置可保證連續(xù)投氨運行，相關(guān)聯(lián)鎖保護正常，1個自動調(diào)節(jié)因調(diào)門調(diào)節(jié)特性差未投入，其余均自動正常投入運行.由于只安裝了一層催化劑，無法對合同規(guī)定的性能指標(biāo)進行檢測.在此種情況下我們對正常運行中供氨氣量加以修改:將氨氣量控制在38 kg/h以下，根據(jù)氨逃逸值小于3 mg/kg標(biāo)準(zhǔn)進行控制;最大氨氣量不應(yīng)超過47 kg/h且根據(jù)氨逃逸值小于5 mg/kg標(biāo)準(zhǔn)進行控制.

脫硝調(diào)試主要包括液氨儲存系統(tǒng)、液氨蒸發(fā)系統(tǒng)、稀釋排放系統(tǒng)、氮氣置換系統(tǒng)、氨稀釋噴射系統(tǒng)和煙氣取樣系統(tǒng)等的調(diào)試.整套設(shè)備啟動試運行步驟分兩個階段進行:第一階段試運行內(nèi)容是煙氣系統(tǒng)熱態(tài)調(diào)試和系統(tǒng)優(yōu)化，分為脫硝裝置啟動、通煙、帶負荷;第二階段試運行內(nèi)容是保證各設(shè)備、系統(tǒng)運行穩(wěn)定，運行參數(shù)達到設(shè)計要求，即穩(wěn)定負荷進行168 h試運行.

SCR整套啟動方式分為冷態(tài)啟動和溫態(tài)啟動兩種.冷態(tài)啟動，鍋爐長期停運后，鍋爐和脫硝反應(yīng)器處于常溫狀態(tài)，這種啟動方式稱為冷態(tài)啟動.在冷態(tài)啟動過程中，反應(yīng)器溫度小于150℃時，SCR的溫升速度應(yīng)為5℃/min;鍋爐溫態(tài)啟動時，反應(yīng)器溫度大于150℃，SCR的溫升速度控制小于50℃/min.SCR緊急停用聯(lián)鎖保護基本都是針對防止氨氣與空氣混合爆炸和保護催化劑考慮的，反應(yīng)區(qū)相關(guān)聯(lián)鎖保護動作，聯(lián)合關(guān)閉反應(yīng)器氨氣入口關(guān)斷門，切斷氨氣來源.2#鍋爐在脫硝噴氨調(diào)試后，利用停爐期間對反應(yīng)器內(nèi)部進行檢查，發(fā)現(xiàn)催化劑比較干凈，催化劑表面灰塵清除效果好，空預(yù)器受熱面也比較干凈.在安裝一層催化劑的前提下，整個反應(yīng)器壓差在400～600 Pa，按合同規(guī)定的兩層催化劑總壓降低于250 Pa推算，如果安裝預(yù)定催化劑，能滿足設(shè)計壓差要求.

5 運行經(jīng)濟分析

運行成本分析主要考慮催化劑的消耗、液氨的消耗，以及設(shè)備的折舊、引風(fēng)機電耗的增加和脫硝系統(tǒng)的電耗等因素.引風(fēng)機的主要運行參數(shù)見表4.按年運行5 500 h，投運8 000 h考慮，SCR運行經(jīng)濟指標(biāo)可按表5［3-5］進行估算.

表4 引風(fēng)機運行主要參數(shù)

表5 SCR運行經(jīng)濟指標(biāo)分析 /萬元

通過以上成本分析，說明脫硝運行成本較大，在現(xiàn)今煤價高企，電力企業(yè)大面積虧損的情況下，應(yīng)盡快實行脫硝電價.

6 結(jié)論

(1)SCR脫硝系統(tǒng)的設(shè)計應(yīng)與鍋爐主體設(shè)備的結(jié)構(gòu)、接口和基礎(chǔ)設(shè)施，以及各種工況運行對脫硝系統(tǒng)的影響作綜合考慮，做到優(yōu)化設(shè)計，節(jié)約投資成本.

(2)SCR脫硝系統(tǒng)核心部件設(shè)計，包括反應(yīng)器系統(tǒng)的合理規(guī)劃和催化劑的正確選型，是系統(tǒng)達到設(shè)計性能值的關(guān)鍵.

(3)脫硝系統(tǒng)安全設(shè)計和配置是整個脫硝系統(tǒng)設(shè)計、施工和運行過程都必須考慮的，政府對脫硝安全監(jiān)管方面的規(guī)范還有待進一步完善.

(4)脫硝運行成本是業(yè)主必須考慮的問題，盡早制定合理的脫硝電價是推動脫硝工程發(fā)展和正常運行的必要條件.

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