600 MW“W”火焰鍋爐脫硝技術(shù)改造工程實(shí)踐

焦傳寶，鐘 磊

（1.大唐陽城發(fā)電有限公司，山西 晉城 048000；2.中國能源建設(shè)集團(tuán)山西省電力勘測設(shè)計(jì)院，山西 太原 030001）

0 引言

我國以燃煤為主的電力生產(chǎn)所造成的環(huán)境污染是電力工業(yè)發(fā)展的一個重要制約因素。煤炭燃燒產(chǎn)生的煙氣中含有煙塵、硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和CO2等污染物，已經(jīng)造成了嚴(yán)重的環(huán)境問題，是我國經(jīng)濟(jì)可持續(xù)發(fā)展亟待解決的重要課題。

NOx的控制是繼粉塵和SOx之后燃煤電站環(huán)保治理的重點(diǎn)。關(guān)于火電廠二氧化硫及氮氧化物污染控制，我國相關(guān)的法律、法規(guī)和政策已經(jīng)提出了明確的標(biāo)準(zhǔn)。自1991年首次發(fā)布《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，1996年第一次修訂，到2003年12月23日，國家環(huán)?？偩趾蛧屹|(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)檢疫總局聯(lián)合發(fā)布了新修訂的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，都對NOx排放提出了要求。隨著經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，對NOx的排放要求也越來越嚴(yán)格，目前國家發(fā)布了《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》 （GB 13223—2011），該標(biāo)準(zhǔn)對火力發(fā)電鍋爐及燃?xì)廨啓C(jī)組大氣污染物特別排放限值提出了更為嚴(yán)格的要求。

為減少鍋爐NOx的排放，改善當(dāng)?shù)卮髿猸h(huán)境，適應(yīng)新的環(huán)保政策，根據(jù)山西省人民政府《關(guān)于下達(dá)山西省燃煤電廠煙氣脫硝限期治理任務(wù)的通知》和《中國大唐集團(tuán)“十二五”主要污染物總量控制計(jì)劃》的要求，大唐陽城發(fā)電有限公司決定對7號鍋爐進(jìn)行煙氣脫硝改造。

1 設(shè)備概況

大唐陽城發(fā)電有限公司安裝2臺600 MW燃煤發(fā)電機(jī)組，其鍋爐為東方鍋爐廠引進(jìn)美國F.W公司技術(shù)制造，型號為DG2060/17.6-II3，型式為亞臨界、一次中間再熱、雙拱形單爐膛、“W”型火焰、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、露天布置、自然循環(huán)汽包型燃煤鍋爐，設(shè)計(jì)煤種為晉東南無煙煤。

風(fēng)煙系統(tǒng)采用微負(fù)壓、平衡通風(fēng)方式，配有2臺三分倉轉(zhuǎn)子回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器、2臺動葉可調(diào)軸流式送風(fēng)機(jī)、2臺靜葉可調(diào)軸流式引風(fēng)機(jī)、2臺離心式火檢冷卻風(fēng)機(jī)。為防止空氣預(yù)熱器低溫腐蝕，在每臺空氣預(yù)熱器入口二次風(fēng)側(cè)裝有蒸汽暖風(fēng)器。

二次風(fēng)采用分級送風(fēng)方式，兩個二次風(fēng)箱布置在前、后墻拱部，風(fēng)箱內(nèi)用隔板將每個燃燒器隔為1個單元，每個單元又分為6個風(fēng)箱，由不同的擋板（A、B、C、D、E、F） 來控制風(fēng)量。擋板A、B、C控制拱上環(huán)形二次風(fēng)，擋板D、E、F控制拱下二次風(fēng)，分3層送入，F(xiàn)的進(jìn)風(fēng)量最大，拱下二次風(fēng)占總二次風(fēng)量的65%。

鍋爐設(shè)計(jì)煤種為無煙煤，爐膛溫度較高，NOx排放濃度高。燃用純無煙煤時NOx排放濃度可達(dá)2 000 mg/m3。通過摻配一定量的貧煤或煙煤，排放濃度可降至800～1 200 mg/m3，但和燃燒煙煤的鍋爐相比，排放濃度依然較高。因此，脫硝方案采用了脫硝效率高、技術(shù)成熟的選擇性催化還原脫硝技術(shù)SCR（Selective Catalytic Reduction）。

2 工程的實(shí)施

2.1 工程建設(shè)方式及費(fèi)用

工程項(xiàng)目總承包單位為東方電氣集團(tuán)東方鍋爐股份有限公司，設(shè)計(jì)和施工圖均由總承包單位總體負(fù)責(zé)。建設(shè)監(jiān)理工作由甘肅省華研水電咨詢有限公司承擔(dān)，建筑安裝工程施工由中能建山西電建三公司承擔(dān)。

工程靜態(tài)投資估算12 444.33萬元，招標(biāo)合同價格為8 550萬元，截止目前共支付改造費(fèi)用5 935.2萬元。運(yùn)行成本測算：綜合成本為1.84分/（kW·h）（按照集團(tuán)公司去年8月脫硝成本算法；工程費(fèi)用按照8 550萬元計(jì)算；液氨費(fèi)用按照3 400元/t計(jì)算）。

2.2 改造方案

“W”火焰鍋爐脫硝改造工程采用高溫、高塵工藝布置方式，將脫硝SCR反應(yīng)塔放于省煤器出口和空氣預(yù)熱器入口之間，還原劑制備系統(tǒng)在原8號機(jī)組脫硝氨區(qū)的基礎(chǔ)上擴(kuò)建，并納入原8號機(jī)組脫硝氨區(qū)系統(tǒng)。

煙氣脫硝方案采用技術(shù)先進(jìn)的SCR技術(shù)，該技術(shù)與其他技術(shù)相比，其脫硝效率高，技術(shù)成熟，在工程上應(yīng)用最多?？紤]到現(xiàn)場有效空間、除塵器的維修及鍋爐的運(yùn)行，采用2個脫硝反應(yīng)器，每個反應(yīng)器內(nèi)設(shè)計(jì)布置四層催化劑。催化劑采用蜂窩式結(jié)構(gòu)，為模塊設(shè)計(jì)，布置方案為（6×13） 塊，蜂窩節(jié)距為9.2 mm。每層催化劑上部均設(shè)置有蒸汽和聲波吹灰器。增加煙氣脫硝裝置后，鍋爐煙氣側(cè)的阻力增加較多，引風(fēng)機(jī)也進(jìn)行改造，考慮到機(jī)組運(yùn)行的安全性、穩(wěn)定性，對省煤器和空氣預(yù)熱器也進(jìn)行相應(yīng)改造。根據(jù)相關(guān)規(guī)定和鍋爐實(shí)際運(yùn)行情況，本工程不設(shè)脫硝旁路和省煤器旁路系統(tǒng)。

脫硝控制系統(tǒng)采用以下方式：脫硝系統(tǒng)的控制納入全廠分散控制系統(tǒng) DCS(Distributed Control System)，實(shí)現(xiàn)以DCS操作員站顯示器為中心對脫硝系統(tǒng)進(jìn)行監(jiān)視和控制。脫硝控制系統(tǒng)由兩部分組成：機(jī)組脫硝SCR區(qū)遠(yuǎn)程控制站和制氨區(qū)遠(yuǎn)程控制站。脫硝SCR區(qū)與鍋爐關(guān)系緊密，因此機(jī)組脫硝SCR區(qū)設(shè)置一個遠(yuǎn)程控制站，控制盤柜布置在鍋爐房13.7 m的脫硝配電間；脫硝系統(tǒng)制氨區(qū)與機(jī)組沒有直接關(guān)系，因此在制氨區(qū)設(shè)置另一個遠(yuǎn)程控制站，控制盤柜布置在脫硝劑制備區(qū)新增電控間內(nèi)；反應(yīng)器區(qū)和氨區(qū)都采用與機(jī)組DCS相同的硬件，同時，在7號機(jī)組電子間增加一對冗余的DCS系統(tǒng)的控制器AP718；組態(tài)軟件和工程師站采用機(jī)組原有系統(tǒng)，脫硝控制系統(tǒng)和單元機(jī)組DCS系統(tǒng)通過新增的DCS系統(tǒng)控制器和冗余的雙向通訊接口實(shí)現(xiàn)連接。在集中控制室不設(shè)獨(dú)立的脫硝系統(tǒng)操作員站，脫硝控制系統(tǒng)與單元機(jī)組DCS無縫連接，并通過單元機(jī)組DCS的操作員站實(shí)現(xiàn)脫硝系統(tǒng)SCR區(qū)和脫硝系統(tǒng)制氨區(qū)的集中監(jiān)控，由DCS操作員站完成對其工藝系統(tǒng)的程序啟/停、中斷控制及單個設(shè)備的操作。

2.3 主要設(shè)計(jì)參數(shù)

a）脫硝入口煙氣量按1 900 000 m3/h（6%O2、標(biāo)態(tài)、濕基）設(shè)計(jì)。

b）脫硝系統(tǒng)入口NOx不大于1 200 mg/m3時，加2層催化劑脫硝效率不小于83.4%，保證脫硝出口NOx不大于200 mg/m3；加3層催化劑脫硝效率不小于91.6%，脫硝出口NOx不大于100 mg/m3。系統(tǒng)按2+2設(shè)計(jì)，初始加裝2層催化劑。

c）脫硝系統(tǒng)壓差按不大于1 000 Pa設(shè)計(jì)。

d）脫硝入口煙氣含塵量按50 g/m3計(jì)算。

e）本工程不設(shè)脫硝旁路和省煤器旁路系統(tǒng)。

f）脫硝裝置在性能考核試驗(yàn)時加裝2層催化劑，NOx脫除率為83.4%，保證出口小于200 mg/m3，氨的逃逸率小于2.5 mg/m3，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率小于2.6%（入口煙溫為434℃時，若脫硝入口煙溫為398℃以下，可保證SO2/SO3轉(zhuǎn)化率小于1%）；加裝3層催化劑的NOx脫除率為91.6%，保證出口小于100 mg/m3，氨的逃逸率小于2.5 mg/m3，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率小于2.6%（入口煙溫為434℃時，若脫硝入口煙溫為398℃，可保證SO2/SO3轉(zhuǎn)化率小于 1%）。

2.4 鍋爐相關(guān)設(shè)備的改造

2.4.1 空氣預(yù)熱器改造

SCR催化劑的氧化特性能把SO2氧化成SO3，SCR反應(yīng)器產(chǎn)生的SO3將會導(dǎo)致煙氣中SO3濃度的增加。SO3能和逃逸的氨反應(yīng)形成硫酸氫銨和硫酸銨，液態(tài)硫酸氫氨捕捉飛灰能力極強(qiáng)，會與煙氣中的飛灰粒子相結(jié)合，附著于預(yù)熱器傳熱元件上形成融鹽狀的積灰，造成預(yù)熱器的腐蝕、堵灰等，進(jìn)而影響預(yù)熱器的換熱及機(jī)組的正常運(yùn)行。改造空預(yù)器原高溫段和中溫段換熱元件（800 mm+800 mm），其中800 mm高度中溫段換熱元件直接利用。高溫段800 mm高度換熱元件由總承包方負(fù)責(zé)改造為300 mm高度，冷端蓄熱元件采用搪瓷元件并保證在正常工況下不發(fā)生腐蝕。同時對空氣預(yù)熱器吹灰器和密封進(jìn)行了改造?？諝忸A(yù)熱器原冷端蒸汽吹灰器利用到熱端，冷端吹灰器增加雙介質(zhì)吹灰器；空氣預(yù)熱器軸向和徑向密封由原來雙密封改為三密封，熱端扇形板自動調(diào)節(jié)，冷端扇形板手動可調(diào)節(jié)。

2.4.2 引風(fēng)機(jī)改造

鍋爐加裝煙氣脫硝裝置會使鍋爐煙氣系統(tǒng)的阻力增加，脫硝裝置的阻力包括三部分：煙道的沿程阻力、彎道或變截面處的局部阻力、反應(yīng)器本體（主要為催化劑）產(chǎn)生的阻力以及整流裝置、噴氨格柵AIG（Ammonia Injection Grid） 的阻力。改造脫硝裝置煙氣系統(tǒng)總阻力約1 000 Pa，故在安裝煙氣脫硝裝置后，需要對引風(fēng)機(jī)進(jìn)行改造。根據(jù)引風(fēng)機(jī)性能試驗(yàn)結(jié)果，引風(fēng)機(jī)以最簡單的改造方式為基準(zhǔn)，對原引風(fēng)機(jī)葉輪返廠，重新更換一組新葉片以滿足脫硝改造后機(jī)組運(yùn)行需要。

2.4.3 省煤器改造

由于”W”火焰鍋爐爐膛出口溫度較高，為降低省煤器出口煙溫，保證高負(fù)荷時催化劑不超溫，在提高鍋爐效率的同時延長反應(yīng)器催化劑的使用壽命，對鍋爐省煤器也進(jìn)行了改造。在確保省煤器出口水溫有足夠的過冷度，省煤器不會發(fā)生沸騰的前提下，在現(xiàn)有省煤器管組下，增加省煤器管屏共62屏，橫向節(jié)距和縱向節(jié)距保持不變，省煤器換熱面積增加到原來的4/3。改造后省煤器出口煙溫降低10℃左右。

3 調(diào)試及運(yùn)行情況

2013年1月1 0日，7號鍋爐脫硝改造工程完工，脫硝系統(tǒng)正式投入，嚴(yán)格按照調(diào)試方案進(jìn)行調(diào)試。噴氨系統(tǒng)投入后，首先進(jìn)行少量試噴氨，全面檢查氨氣系統(tǒng)嚴(yán)密性及SCR反應(yīng)塔各參數(shù)顯示正確，參數(shù)變化趨勢正確，然后逐漸增加噴氨量。1月11日，系統(tǒng)主要設(shè)備消缺、調(diào)試完畢，通過調(diào)整噴氨量，脫硝效率達(dá)到84%，出口NOx在200 mg/m3以下，進(jìn)入168 h試運(yùn)行。1月17日，試運(yùn)行結(jié)束。

2013年5 月，7號爐脫硝系統(tǒng)完成了第三方性能考核試驗(yàn)，6月通過環(huán)保部門驗(yàn)收。截止目前，脫硝系統(tǒng)運(yùn)行正常，效率穩(wěn)定，完全滿足環(huán)保排放要求。

4 改造工程積累的經(jīng)驗(yàn)和出現(xiàn)的問題

4.1 改造工程積累的經(jīng)驗(yàn)

a）在脫硝改造方案設(shè)計(jì)前進(jìn)行有針對性的鍋爐煙氣邊界條件測試，為方案的合理設(shè)計(jì)提供了可靠依據(jù)。

b）改造工程同步進(jìn)行了鍋爐省煤器改造，降低了脫硝系統(tǒng)入口煙溫（投運(yùn)后空氣預(yù)熱器入口煙溫降低了10℃左右），既保證了催化劑的運(yùn)行溫度又提高了鍋爐效率。

c）同步進(jìn)行空預(yù)器改造，增加了蓄熱元件的表面積和冷端材質(zhì)，提高了元件的抗腐蝕能力。對空氣預(yù)熱器密封裝置進(jìn)行了改造，減小了空氣預(yù)熱器的漏風(fēng)量，空氣預(yù)熱器漏風(fēng)調(diào)整手段更加可靠。

d）改造前對引風(fēng)機(jī)進(jìn)行了性能測試，在滿足系統(tǒng)要求的前提下，使引風(fēng)機(jī)的改造量降到最小。

e）加裝了聲波和蒸汽吹灰槍，以聲波吹灰槍為主，蒸汽吹灰槍為輔，保證催化劑在運(yùn)行過程中能得到較好清潔。

f）預(yù)留有足夠的催化劑布置空間，即使國家進(jìn)一步提高排放標(biāo)準(zhǔn)也不需要進(jìn)行大型改造。

g）改造時充分考慮了煤種的變化，選擇了大節(jié)距催化劑，提高了催化劑抗堵灰能力。

4.2 施工及調(diào)試中出現(xiàn)的問題

a）設(shè)備到貨較晚，部分設(shè)備到貨不能滿足現(xiàn)場施工的進(jìn)度需要。反應(yīng)器、電氣設(shè)備、進(jìn)口的儀表控制設(shè)備到貨較晚，在工程后期積壓工作較多，現(xiàn)場作業(yè)面太廣，施工人員過多，給工程的安全管理和質(zhì)量管理帶來難度。

b）總承包商管理人員不足?？偝邪桃虺袛堩?xiàng)目過多，公司技術(shù)人員嚴(yán)重不足，不能在施工現(xiàn)場盡到總包方的管理責(zé)任，給業(yè)主和監(jiān)理現(xiàn)場管理帶來了較大壓力。

c）部分施工人員技術(shù)水平和素質(zhì)較低，不能適應(yīng)大型工程各項(xiàng)管理的要求。施工隊(duì)伍中有部分人員安全意識差，技術(shù)水平低，現(xiàn)場違章處罰較多，存在較多的施工質(zhì)量整改，給現(xiàn)場安全和質(zhì)量管理帶來難度。

d）工程各作業(yè)面全部展開后，施工人員不足。因設(shè)備到貨較為集中，在工程后期，積壓工作較多，現(xiàn)場作業(yè)人員嚴(yán)重不足，雖然經(jīng)多方協(xié)調(diào)人員及時到位后沒有影響現(xiàn)場的進(jìn)度，但現(xiàn)場作業(yè)人員過多，尤其是夜間施工人員多，現(xiàn)場安全管理難度較大。

e）工程設(shè)計(jì)人員技術(shù)水平高低不一。本工程煙道設(shè)計(jì)人員因考慮不充分，空氣預(yù)熱器入口煙道處未設(shè)計(jì)膨脹限位，機(jī)組啟動后煙道向下膨脹阻礙了空氣預(yù)熱器的自由膨脹，后又重新加裝了膨脹限位。

f）由于脫硝系統(tǒng)投運(yùn)倉促，雖然試運(yùn)行期間脫硝效率及出口NOx基本符合設(shè)計(jì)要求，但相關(guān)擋板、閥門、測點(diǎn)并沒有調(diào)試完畢，系統(tǒng)缺陷較多。噴氨調(diào)整門不符合要求，導(dǎo)致噴氨量較難控制，運(yùn)行人員調(diào)整操作量大。后經(jīng)過較長時間的調(diào)試、消缺、更換閥門，截止目前，系統(tǒng)已正常投運(yùn)，噴氨自動控制也已投入運(yùn)行，控制情況良好，脫硝效率穩(wěn)定。

5 結(jié)論及建議

大唐陽城發(fā)電有限公司“W”火焰鍋爐脫硝改造工程采用目前成熟高效的選擇性催化還原工藝，脫硝效率在80%以上。脫硝前按設(shè)計(jì)煤種NO x基線排放濃度為1 200 mg/m3，脫硝效率83.4%，脫硝后NO2排放濃度為199.2 mg/m3。7號機(jī)組鍋爐脫硝前NOx年排放量為13 200 t/a，而脫硝后NOx的年排放量為2 191 t/a，消減量為11 009 t/a。

按目前配煤摻燒后脫硝塔入口煙氣NOx濃度為1 000 mg/m3左右，脫硝后NOx排放濃度在170 mg/m3左右（滿足環(huán)保要求和設(shè)備安全的實(shí)際運(yùn)行排放濃度）。改造工程未實(shí)施前7號機(jī)組NOx排放量為9 900 t/a，工程實(shí)施后為1 870 t/a，消減量為8 030 t/a。

“W”火焰鍋爐在燃燒設(shè)計(jì)煤種時NO x排放濃度較高，可以考慮采用摻燒一定比例的煙煤，減低爐膛溫度，從而減低NOx排放濃度，滿足SCR脫硝塔的設(shè)計(jì)要求；或進(jìn)行低氮燃燒器改造，拓寬鍋爐的煤質(zhì)適應(yīng)性，節(jié)省脫硝還原劑（液氨） 消耗量。

因此，不論今后大唐陽城發(fā)電有限公司燃用設(shè)計(jì)煤種還是采取配煤摻燒的方式運(yùn)行，增加脫硝后NO x消減量都十分顯著，這對改善周邊地區(qū)空氣質(zhì)量，提升居民生活質(zhì)量，改善當(dāng)?shù)丨h(huán)境都很有利，環(huán)境和社會效益非常明顯。