脫硝改造技術(shù)在燃煤電廠中的實(shí)際應(yīng)用

中國(guó)能源建設(shè)集團(tuán)廣東省電力設(shè)計(jì)研究院，廣東 廣州 510663

引言

我國(guó)資源結(jié)構(gòu)以煤為主，大氣污染物排放總量居高不下。《國(guó)家環(huán)境保護(hù)“十二五”規(guī)劃》提出了主要污染物之一的氮氧化物NOx 排放總量減少10%的要求。

2012年《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）正式頒布，從2014年7月1日起，火電廠污染物排放必須符合新的限值指標(biāo)：SO2小于200mg/m3、NOx 小于200mg/m3、煙塵小于30mg/m3。

目前燃煤鍋爐的NOx排放濃度在300mg/m3～1100mg/m3 范圍內(nèi),絕大多數(shù)鍋爐NOx排放濃度集中在500mg/m3～700mg/m3。該數(shù)值與實(shí)際煤種、鍋爐的類型及結(jié)構(gòu)、燃燒工況、鍋爐負(fù)荷等因素有關(guān)，若僅靠人為控制，調(diào)整難度還是比較大的，改造勢(shì)在必行。

1 工藝方案的比選

鍋爐燃燒對(duì)NOx 的控制，總體上分為低NOx 燃燒和煙氣脫硝兩種方案。

低NOx 燃燒技術(shù)有：低NOx 燃燒器的應(yīng)用、燃料分級(jí)燃燒、煙氣再循環(huán)燃燒、空氣分級(jí)。采用低NOx燃燒技術(shù)運(yùn)行費(fèi)用低，但其脫硝效率較低(一般為30%～50%)。隨著環(huán)保要求日益嚴(yán)格，采用高效的煙氣脫硝技術(shù)顯得十分重要。

煙氣脫氮方法可分成干法和濕法兩類，干法有選擇性催化還原(SCR，Selective Catalytic Reduction)、選擇性非催化還原(SNCR)、非選擇性催化還原(NSCR)、活性炭吸附法、分子篩及聯(lián)合脫硫脫氮方法等；濕法有分別采用水、酸、堿液吸收法，氧化吸收法和吸收還原法等。其中使用比較多的是SCR 和SNCR。然而，SNCR 雖然技術(shù)含量低、運(yùn)行費(fèi)用低，但是對(duì)溫度依賴性強(qiáng)，脫硝率只有30%～40%。因此，實(shí)際工程中應(yīng)用最多的是SCR，在歐洲已有120 多臺(tái)大型的SCR 裝置得到了成功的應(yīng)用，其NOx的脫除率達(dá)到80%～95%；日本超過(guò)100000MW 容量的電廠安裝了SCR 這種設(shè)備；美國(guó)電力行業(yè)將SCR 技術(shù)作為主要手段控制NOx。SCR 已成為目前國(guó)內(nèi)外電站脫硝成熟的主流技術(shù)。

原則上，300MW 以上的燃煤機(jī)組，降低煙氣中NOx 濃度一般采用“低氮燃燒器”+“SCR 脫硝”，遵循“先降后脫”的原則，以降低煙氣脫硝的運(yùn)行成本。

2 改造方案及自動(dòng)化水平說(shuō)明

現(xiàn)以某燃煤電廠為例，對(duì)脫硝改造技術(shù)的實(shí)際應(yīng)用進(jìn)行說(shuō)明。

2.1 改造方案

本工程煙氣脫硝，#5 機(jī)組采用鍋爐低氮燃燒改造+SCR 法爐后脫硝方案，#6 機(jī)組采用SCR 法爐后脫硝方案，#5 機(jī)組SCR 入口氮氧化物設(shè)計(jì)濃度按照450mg/Nm3考慮，#6 機(jī)組SCR 入口氮氧化物設(shè)計(jì)濃度按照500mg/Nm3考慮，脫硝后電廠出口氮氧化物排放濃度滿足《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）中≤200mg/Nm3的排放限值。本工程脫硝系統(tǒng)按照≥80%效率設(shè)計(jì)并考慮預(yù)留至脫硝效率達(dá)90%的空間。本系統(tǒng)SCR 工藝流程為：液氨從液氨槽車由卸料壓縮機(jī)送入液氨儲(chǔ)槽，再經(jīng)過(guò)蒸發(fā)槽蒸發(fā)為氨氣后通過(guò)氨緩沖槽和輸送管道進(jìn)入鍋爐區(qū)，與空氣均勻混合后由分布導(dǎo)閥進(jìn)入SCR 反應(yīng)器內(nèi)部反應(yīng)，SCR 反應(yīng)器設(shè)置于空氣預(yù)熱器前，氨氣在SCR 反應(yīng)器的上方，通過(guò)噴氨柵格(AIG)、靜態(tài)混合器和煙氣均勻分布混合，混合后煙氣通過(guò)反應(yīng)器內(nèi)催化劑層進(jìn)行還原反應(yīng)過(guò)程。

煙氣脫硝SCR 工藝系統(tǒng)包括氨氣制備系統(tǒng)和脫硝反應(yīng)系統(tǒng)兩部分。本工程需新建4 個(gè)SCR 反應(yīng)器（每臺(tái)爐2 個(gè)反應(yīng)器）及配套的氨管等。根據(jù)電廠#5、6 機(jī)組總平面規(guī)劃，SCR 反應(yīng)器布置在機(jī)組送風(fēng)機(jī)支架上方。由于電廠現(xiàn)有#7 機(jī)組已建有氨區(qū)，其氨貯存及制備系統(tǒng)和設(shè)備出力是按照2 ×600MW 機(jī)組所需的液氨量進(jìn)行設(shè)計(jì)，經(jīng)核算，#7 機(jī)組現(xiàn)有氨區(qū)設(shè)備出力能滿足#5、6 脫硝所需的液氨供應(yīng)。因此本次脫硝工程不考慮新設(shè)氨區(qū)設(shè)備，只需用管道直接從#7 機(jī)組氨區(qū)將液氨供至#5、6 鍋爐SCR區(qū)。脫硝反應(yīng)系統(tǒng)由觸媒反應(yīng)器、氨噴霧系統(tǒng)、空氣供應(yīng)系統(tǒng)所組成。

2.2 自動(dòng)化水平

對(duì)于本工程煙氣脫硝系統(tǒng)，機(jī)組部分的SCR 反應(yīng)區(qū)系統(tǒng)采用原有DCS 系統(tǒng)品牌增加處理器和IO 機(jī)柜的方式接入原單元機(jī)組DCS，機(jī)柜布置在機(jī)組電子設(shè)備間原有備用盤柜位置，運(yùn)行人員在集控室通過(guò)#5、6 機(jī)組的DCS 操作員站對(duì)脫硝SCR 反應(yīng)區(qū)系統(tǒng)進(jìn)行啟停操作、正常運(yùn)行的監(jiān)控及事故處理，不設(shè)單獨(dú)的脫硝控制室和電子設(shè)備間。

SCR 反應(yīng)區(qū)系統(tǒng)的控制納入單元機(jī)組DCS，由單元機(jī)組DCS 實(shí)現(xiàn)SCR 反應(yīng)區(qū)系統(tǒng)的監(jiān)視和控制?？刂葡到y(tǒng)將具有較高的自動(dòng)化水平，運(yùn)行人員在單元控制室以分散控制系統(tǒng)的LCD 和鍵盤作為SCR 反應(yīng)區(qū)系統(tǒng)的主要監(jiān)視和控制手段，能實(shí)現(xiàn)SCR 反應(yīng)區(qū)系統(tǒng)的啟停；正常運(yùn)行工況下對(duì)各工藝系統(tǒng)設(shè)備的控制及運(yùn)行狀態(tài)的監(jiān)視，并依據(jù)工藝系統(tǒng)的運(yùn)行參數(shù)的變化進(jìn)行調(diào)整和操作；機(jī)組或脫硝裝置異常工況下的停運(yùn)和事故處理。

3 相關(guān)輔助系統(tǒng)的改造評(píng)估

3.1 SCR 脫硝裝置對(duì)空預(yù)器的影響

SCR 脫硝裝置對(duì)電廠原空預(yù)器的不良影響主要體現(xiàn)在以下方面：

1）由于脫硝催化劑的作用，煙氣中的SO2向SO3 的轉(zhuǎn)化率增加，煙氣酸露點(diǎn)升高，由此加劇空氣預(yù)熱器的酸腐蝕和積灰。

2）SCR 脫硝裝置中的逸出氨（NH3）與煙氣中的SO3和水蒸氣生成硫酸氫銨凝結(jié)物：

NH3＋SO3＋H2ONH4HSO4.對(duì)于燃煤電廠，在灰的作用下，硫酸氫銨在146℃～207℃（這個(gè)區(qū)域被稱為ABS區(qū)域）間凝結(jié)成黏性很強(qiáng)的狀態(tài)，易黏附在空氣預(yù)熱器的換熱元件表面上，增加空預(yù)器阻力，長(zhǎng)期運(yùn)行會(huì)堵塞空預(yù)器的通流區(qū)。ABS 區(qū)域正好處于空氣預(yù)熱器的中溫和低溫段。吹灰器無(wú)法有效吹掃至中溫段，尤其是中低溫段接合處。

3）增設(shè)SCR 后，空氣預(yù)熱器的熱端壓差要增加約1000Pa 左右，空氣預(yù)熱器的漏風(fēng)率隨之增加。

3.2 空預(yù)器改造方案

#5 機(jī)組投運(yùn)初期即存在空預(yù)器排煙溫度超溫現(xiàn)象，所以判斷原空預(yù)器換熱元件面積偏小。根據(jù)實(shí)測(cè)煙風(fēng)側(cè)阻力數(shù)據(jù)，與常規(guī)空預(yù)器煙氣側(cè)阻力0.85kPa、一次風(fēng)側(cè)阻力為0.7kPa、二次風(fēng)側(cè)阻力為0.5kPa 相比，實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)均比設(shè)計(jì)值高，所以判斷空預(yù)器存在堵灰現(xiàn)象。由于原空預(yù)器換熱元件面積偏小，加上較長(zhǎng)時(shí)間沒(méi)有更換過(guò)換熱元件，估計(jì)部分換熱元件存在一定的磨損，同時(shí)也存在一定程度的堵灰，造成目前空預(yù)器的排煙溫度高過(guò)原設(shè)計(jì)溫度15℃左右，通過(guò)局部改造增加部分換熱高度較難保證空預(yù)器性能，因此#5 機(jī)組采用整體更換空預(yù)器方式，實(shí)現(xiàn)空預(yù)器各項(xiàng)性能值達(dá)到甚至優(yōu)于原設(shè)計(jì)值，使空預(yù)器出口排煙溫度降至130℃～135℃，從而保證鍋爐效率。

#6 爐空預(yù)器換熱性能良好。#6 鍋爐目前的排煙溫度滿足原設(shè)計(jì)值，改造后的空預(yù)器只要維持原設(shè)計(jì)參數(shù)即可，綜合節(jié)約成本，節(jié)省工期等因素，最終采用局部改造更換內(nèi)部換熱元件方案。原空預(yù)器換熱元件高溫段高600mm，中溫段高1600mm，低溫段高300mm，總高度為2500mm。改造后的空預(yù)器取消中溫段，低溫段高度按900mm（采用搪瓷元件），高溫段高度為1550mm，輔以采用高效防堵?lián)Q熱元件。

3.3 引風(fēng)機(jī)改造方案

經(jīng)脫硝改造后，煙氣系統(tǒng)阻力將增加，因此需對(duì)引風(fēng)機(jī)出力進(jìn)行核算。

＃5 機(jī)組脫硫系統(tǒng)設(shè)置有一臺(tái)增壓風(fēng)機(jī)，引風(fēng)機(jī)與增壓風(fēng)機(jī)共同克服整個(gè)煙氣系統(tǒng)的阻力。經(jīng)比較，綜合投資和改動(dòng)工作量等因素，#5 機(jī)組的引風(fēng)機(jī)及增壓風(fēng)機(jī)均不進(jìn)行改動(dòng),由增壓風(fēng)機(jī)和引風(fēng)機(jī)共同承擔(dān)增設(shè)SCR 后煙氣系統(tǒng)增加的阻力。

＃6 機(jī)組脫硫系統(tǒng)已經(jīng)取消增壓風(fēng)機(jī)，由引風(fēng)機(jī)克服整個(gè)煙氣系統(tǒng)（含脫硫系統(tǒng)）的阻力。增設(shè)SCR 后，＃6機(jī)組BMCR 工況下的運(yùn)行參數(shù)已接近原引風(fēng)機(jī)TB 點(diǎn)，當(dāng)考慮溫度裕量時(shí)已超過(guò)TB 點(diǎn)。壓頭也已接近原引風(fēng)機(jī)TB點(diǎn)壓頭。從目前風(fēng)機(jī)運(yùn)行情況看，機(jī)組在THA 工況時(shí)引風(fēng)機(jī)已接近TB 點(diǎn)，因增設(shè)SCR 后的阻力只能由引風(fēng)機(jī)克服，原有的引風(fēng)機(jī)及配套電動(dòng)機(jī)已經(jīng)不能滿足要求，所以必須進(jìn)行配套改造。

4 脫硝裝置對(duì)機(jī)組的影響評(píng)估

加裝脫硝裝置，需要對(duì)鍋爐鋼架、省煤器和空預(yù)器之間的煙道、空預(yù)器、引風(fēng)機(jī)以及相關(guān)的煙風(fēng)管道進(jìn)行必要的改造，需要增加鋼架以支撐整套脫硝裝置。在改造上述某些設(shè)備時(shí)，需要停爐，因此給電廠帶來(lái)了一定的經(jīng)濟(jì)損失。以1X600MW 的機(jī)組為例，停爐一個(gè)月造成電廠經(jīng)濟(jì)損失約1000 萬(wàn)～2000 萬(wàn)元。因此，在技術(shù)可行的前提下，盡量減少停爐時(shí)間。

5 結(jié)語(yǔ)

脫硝改造工程的實(shí)施，大幅度降低了NOx 排放量，而且不會(huì)產(chǎn)生二次污染物，很好的貫徹響應(yīng)了《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）的嚴(yán)格要求。

[1]孟慶慶,李慶.基于國(guó)家新頒布污染物排放標(biāo)準(zhǔn)的煙氣脫硝改造技術(shù)路線.華北電力技術(shù),2013.No.1.

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