貴溪電廠300MW 機(jī)組脫硝改造工程可行性研究

韓昀 楊世極 劉俊

（1重慶遠(yuǎn)達(dá)煙氣治理特許經(jīng)營(yíng)有限公司 重慶 400060 2西安熱工研究院有限公司 陜西西安 710032 3中煤科工集團(tuán)重慶研究院有限公司 重慶 400037）

貴溪發(fā)電有限責(zé)任公司（以下簡(jiǎn)稱“貴溪電廠”）2×300MW機(jī)組鍋爐當(dāng)前NOx排放濃度約430 mg/m3~600mg/m3（標(biāo)態(tài)，6%O2，5%NO2），電廠擬采取措施進(jìn)行氮氧化物減排治理，并就此委托西安熱工研究院有限公司進(jìn)行2×300MW 機(jī)組鍋爐脫硝改造工程的可行性研究[1]。

1 項(xiàng)目概況

貴溪電廠二期2×300MW機(jī)組位于江西省貴溪市城東，信江北岸，距城區(qū)老街2km。本工程建設(shè)規(guī)模是2臺(tái)300MW機(jī)組建設(shè)脫硝裝置，其中，還原劑儲(chǔ)存及制備區(qū)在電廠現(xiàn)有的2×640MW機(jī)組的液氨儲(chǔ)存與制備區(qū)進(jìn)行擴(kuò)容，成為全廠2×640MW+2×300MW機(jī)組的公用系統(tǒng)。

2 鍋爐概況

貴溪電廠2×300MW 機(jī)組鍋爐為東方鍋爐（集團(tuán)）股份有限公司生產(chǎn)的型號(hào)為DG1025/17.4-Ⅱ4的亞臨界壓力、中間一次再熱、四角切圓燃燒、自然循環(huán)汽包鍋爐。鍋爐采用平衡通風(fēng)、中速磨煤機(jī)冷一次風(fēng)正壓直吹式制粉系統(tǒng)。單爐膛п 型、固態(tài)排渣、全鋼結(jié)構(gòu)、全懸吊、爐頂帶金屬防雨罩布置。

3 脫硝工程設(shè)計(jì)

3.1 設(shè)計(jì)參數(shù)與性能要求

脫硝裝置必須滿足機(jī)組正常運(yùn)行負(fù)荷要求，能適應(yīng)130~300MW范圍的負(fù)荷波動(dòng)。SCR裝置按照滿足《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）NOX排放濃度低于200mg/m3進(jìn)行設(shè)計(jì)。

根據(jù)摸底試驗(yàn)煤質(zhì)資料、BECR工況下，鍋爐省煤器出口煙氣量約937810m3/h（標(biāo)態(tài)、濕基、實(shí)際氧）。同時(shí)，根據(jù)鍋爐設(shè)計(jì)資料，BECR工況下，在原鍋爐設(shè)計(jì)煤質(zhì)省煤器出口煙氣量約為881882m3/h（標(biāo)態(tài)、濕基）。因此，建議采用937810 m3/h（標(biāo)態(tài)、濕基、實(shí)際O2）或968289 m3/h（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2）作為脫硝裝置設(shè)計(jì)入口煙氣量。

3.2 工程總體布置

脫硝改造工程的布置主要包括SCR反應(yīng)器系統(tǒng)及脫硝還原劑公用系統(tǒng)等兩部分。脫硝改造工程的總體布置應(yīng)力求對(duì)主機(jī)的影響最小，因地制宜，充分利用地形條件，考慮施工條件，并滿足《火力發(fā)電廠總圖運(yùn)輸設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》（DL/T5032-2007）[2]，《火力發(fā)電廠煙氣脫硝設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》（（DL/T5032-2007）[3]等規(guī)范及勞動(dòng)安全與工業(yè)衛(wèi)生防范的有關(guān)要求。工程布置宜合理，做到工藝流程順暢，物流方便，符合廠區(qū)的總體規(guī)劃和要求。

4 低氮燃燒改造

4.1 改造背景

貴溪電廠二期鍋爐燃燒系統(tǒng)采用了早期的水平濃淡燃燒器和緊湊型燃盡風(fēng)，在原始設(shè)計(jì)中著重考慮燃燒穩(wěn)定性、安全性、高燃燒效率的基礎(chǔ)上提高鍋爐效率，這種集中送風(fēng)富氧強(qiáng)化燃燒的設(shè)計(jì)是為了提高煙煤的著火燃盡，但會(huì)導(dǎo)致鍋爐NOx排放濃度較高。在原鍋爐設(shè)計(jì)中，（1）燃燒器雖然采用了水平濃淡濃縮器，煤粉的濃淡分離有利于煤粉的及時(shí)著火和穩(wěn)燃，同時(shí)兼顧降低NOX的生產(chǎn)，但是早期的一次風(fēng)噴口未將水平濃淡濃縮器分離后的濃煤粉和淡側(cè)氣流分別送人爐膛，在爐內(nèi)燃燒的過(guò)程中淡側(cè)氣流過(guò)早的與濃煤粉混合，降低了濃淡分離的效果；（2）從燃燒器的配風(fēng)布置來(lái)看，一二次風(fēng)相間交替布置，二次風(fēng)與一次風(fēng)及時(shí)混合，及時(shí)補(bǔ)充燃燒用空氣，能達(dá)到強(qiáng)化燃燒，滿足鍋爐燃燼的要求。

因此，貴溪電廠機(jī)組鍋爐燃燒系統(tǒng)采用的燃燒器布置及配風(fēng)方式，是造成NOX排放量較高的主要原因，歸納為以下三個(gè)方面：（1）鍋爐燃燒器配風(fēng)包括一次風(fēng)、二次風(fēng)和原頂二次風(fēng)（OFA）噴口形式和爐內(nèi)空氣動(dòng)力場(chǎng)的組織，已不能適應(yīng)更低NOX排放的要求；（2）原頂二次風(fēng)（OFA）風(fēng)量低，主燃燒器區(qū)域化學(xué)當(dāng)量比較高，爐內(nèi)空氣分級(jí)燃燒程度有限；（3）未設(shè)置專(zhuān)門(mén)的分離型OFA風(fēng)，原頂二次風(fēng)（OFA）與主燃燒區(qū)域拉開(kāi)距離不夠，還原區(qū)高度較小，煤焦粒子在還原區(qū)的行程和駐留時(shí)間不夠。

4.2 改造目標(biāo)

在當(dāng)前的燃煤條件和燃燒系統(tǒng)下，采取新型的低氮燃燒技術(shù)改造后，可實(shí)現(xiàn)如下性能指標(biāo)：（1）鍋爐NOx排放濃度不高于300mg/m3，CO含量不大于100μL/L；（2）不降低鍋爐效率和低負(fù)荷穩(wěn)燃特性，不惡化爐膛結(jié)渣和高溫腐蝕；（3）不改變鍋爐汽溫調(diào)節(jié)方式，不增加爐膛出口兩側(cè)煙溫偏差；（4）鍋爐過(guò)、再熱汽溫和過(guò)、再熱器減溫水量維持現(xiàn)有的水平。

4.3 改造方案

為了在煤粉燃燒過(guò)程中控制NOx生成量，需要在爐內(nèi)整體空間實(shí)施空氣分級(jí)燃燒，而為了不降低煤粉的著火穩(wěn)燃和燃盡，則還需采取新型高效濃淡燃燒器，提高一次風(fēng)粉流量分配的均衡性和燃盡風(fēng)與上游煙氣的混合均勻性?；谝酝ぷ鹘?jīng)驗(yàn)，針對(duì)貴溪電廠二期鍋爐的低氮燃燒改造方案如下：

4.3.1 改造方案中的DBC-MDSS燃燒器仍為四角布置、切圓燃燒方式，采用上下濃淡垂直分離直流式煤粉燃燒器，除微油點(diǎn)火煤粉燃燒器和底二次風(fēng)外，其余噴口采用擺動(dòng)式設(shè)計(jì)，調(diào)整原OFA頂二次風(fēng)標(biāo)高位置和數(shù)量，并新增布置兩層分離式燃盡風(fēng)調(diào)風(fēng)器。爐膛四角燃燒器的安裝中心線在爐膛中心形成大小兩個(gè)假想切圓，主二次風(fēng)和一次風(fēng)淡相氣流在此形成逆時(shí)針的主氣流旋轉(zhuǎn)，濃相一次風(fēng)反切一定角度在爐膛中心形成順時(shí)針小假想切圓，部分二次風(fēng)（側(cè)邊風(fēng)）正向偏轉(zhuǎn)一定角度噴入爐膛。爐膛中心的假想切圓直徑保持原來(lái)的Φ772mm和Φ681mm，燃燒器安裝中心線與側(cè)墻水冷壁的夾角保持原來(lái)設(shè)計(jì)的44°和48.5°。

4.3.2 綜合考慮燃燒穩(wěn)定性和結(jié)焦安全性，每組中的一次風(fēng)噴口間距適當(dāng)調(diào)整，二次風(fēng)噴口根據(jù)新噴口的布置型式、結(jié)構(gòu)和風(fēng)量的調(diào)整重新設(shè)計(jì)更換，新增加布置的分離式燃盡風(fēng)噴口與主燃燒器適當(dāng)拉開(kāi)布置。燃燒器一、二次風(fēng)布置方法采用傳統(tǒng)的典型布置方案，有利于穩(wěn)燃和煤粉的燃盡，控制爐渣可燃物含量。另外四層一次風(fēng)煤粉燃燒器采用DBC-MDSS燃燒器，抑制NOX的生成，強(qiáng)化已生成NO的還原反應(yīng)，降低NOX排放總量。

4.3.3 每角燃燒器仍布置一層微油煤粉直接點(diǎn)火燃燒器，實(shí)現(xiàn)煤粉直接點(diǎn)火。同時(shí)僅保留2層燃油裝置，主油槍出力不變，油槍霧化方式不變，電廠可根據(jù)鍋爐啟動(dòng)時(shí)的升溫、升壓的情況，決定投入主油槍的數(shù)量，從節(jié)油點(diǎn)火的角度出發(fā)，可調(diào)整主油槍的出力。原燃油系統(tǒng)可以保持不變。

4.3.4 原燃燒器火檢設(shè)備不需改動(dòng)，改造設(shè)計(jì)油、煤火檢共需28套（20個(gè)煤、8個(gè)油），原設(shè)計(jì)油、煤火檢共32套，可以利舊回用，改造設(shè)計(jì)僅重新火進(jìn)行檢開(kāi)孔定位，并提供配套定位安裝直管，相應(yīng)火檢管路系統(tǒng)及附件也可以不改動(dòng)。

4.3.5 燃燒器需整體更換，重新設(shè)計(jì)燃燒器各風(fēng)室、導(dǎo)流板和入口風(fēng)門(mén)擋板，并更換二次風(fēng)噴口，更換新型的一次風(fēng)噴口和DBC-MDSS燃燒器；燃燒器仍保留原有的與水冷壁法蘭固定連接方式，燃燒器與水冷壁在熱態(tài)時(shí)相對(duì)滑動(dòng)；新增燃盡風(fēng)調(diào)風(fēng)器也采用與水冷壁法蘭固定連接方式，故鍋爐該區(qū)域角部水冷壁應(yīng)做相應(yīng)改造。

4.3.6 所有燃燒設(shè)備的荷重及與燃燒器連接的風(fēng)粉管道傳遞的荷重全部有水冷壁承擔(dān)。

4.3.7 在主燃燒器LOFA噴口上方增加布置分離式HOFA燃盡風(fēng)噴口，燃盡風(fēng)占爐膛總風(fēng)量的比率可達(dá)到25%～30%。

4.3.8 低位燃盡風(fēng)LOFA采用逆時(shí)針切圓布置，低位燃盡風(fēng)同中組燃燒器共用風(fēng)箱，可垂直上下擺動(dòng)±30°；高位燃盡風(fēng)噴口可垂直上下擺動(dòng)±15°，同時(shí)預(yù)置水平反切15°，以減小煙氣殘余旋轉(zhuǎn)程度，從而減小爐膛出口兩側(cè)的煙溫偏差和氣溫偏差。為適應(yīng)煤質(zhì)變化和鍋爐負(fù)荷變化對(duì)爐膛出口煙溫偏差的影響，增加燃燒器消除煙氣殘余旋轉(zhuǎn)的調(diào)節(jié)手段，設(shè)計(jì)中高位燃盡風(fēng)噴口還可手動(dòng)水平擺動(dòng)±10°，噴口反切調(diào)節(jié)范圍從5°～25°可調(diào)，用以調(diào)節(jié)燃盡風(fēng)對(duì)煙氣殘余旋轉(zhuǎn)的影響程度和與煙氣的混合均勻度，提高煤粉的燃盡效率。

5 SCR 改造

一套完整的SCR系統(tǒng)包括：催化劑、反應(yīng)器、氨氣制備系統(tǒng)、氨噴射與混合系統(tǒng)及監(jiān)測(cè)系統(tǒng)等。SCR系統(tǒng)需要根據(jù)機(jī)組條件（煤質(zhì)、爐型、煙氣參數(shù)、負(fù)荷率等）、催化劑的受限因素（煙氣痕量氣態(tài)物質(zhì)、飛灰含量及特性、煙氣溫度范圍、酸露點(diǎn)）及性能要求（脫硝效率、壓降、氨逃逸、催化劑使用壽命）等，對(duì)反應(yīng)器系統(tǒng)（煙道、灰斗與頂部結(jié)構(gòu)、氨噴射混合系統(tǒng)、催化劑結(jié)構(gòu)與布置、吹灰器）等進(jìn)行合理設(shè)計(jì)[4,5]。

對(duì)于高灰型SCR工藝（圖1），煤種礦物組成決定了省煤器出口的煙氣參數(shù)，直接影響到脫硝裝置的運(yùn)行條件。為此，需要借鑒其它案例經(jīng)驗(yàn)，針對(duì)燃料特性，對(duì)工藝的設(shè)計(jì)與選型進(jìn)行針對(duì)性考慮。SCR裝置的入口煙氣參數(shù)如下：

（1）煤種灰含量較高，理論計(jì)算煙氣中的飛灰濃度約為20g/m3~50 g/m3，平均約為40g/m3。飛灰粒徑小于38.47μm的顆粒體積含量大于75%，粒徑平均值約為26.14μm。本工程的飛灰具有粒度小、硬度大、粘性高的特點(diǎn)；（2）飛灰中的堿土金屬氧化物（CaO與MgO）含量約為5%，SiO2與Al2O3含量之和約80%；（3）可溶性堿金屬鹽（K，Na等）的堿性比NH3大，堿金屬鹽與催化劑活性成分反應(yīng)，造成催化劑的中毒。在燃煤鍋爐中，堿金屬鹽大都是難溶性的，堿金屬對(duì)催化劑的毒化較??；（4）空預(yù)器入口中煙氣的SO2排放濃度約為700μL/L~1450μL/L，假設(shè)爐內(nèi)約有1.0%的SO2轉(zhuǎn)化為SO3，則SO3含量7μL/L~15μL/L；（5）固態(tài)排渣爐煙氣中的氣態(tài)砷含量很低，可不予考慮催化劑砷中毒的影響；（6）省煤器出口煙氣合適，達(dá)311℃~365℃，能滿足目前常規(guī)脫硝催化劑的活性溫度要求。

圖1 高灰型SCR 工藝系統(tǒng)

6 結(jié)論

6.1 鍋爐燃燒系統(tǒng)采用四角切圓燃燒方式，NOx排放濃度達(dá)430 mg/m3~600mg/m3，為實(shí)現(xiàn)低于200mg/m3的NOx控制目標(biāo)和綜合脫硝效率70%的要求，從技術(shù)、投資、運(yùn)行成本、安全、遠(yuǎn)期擴(kuò)容、煤種適應(yīng)能力及廠區(qū)現(xiàn)有條件等多角度考慮，建議采用LNB+SCR的脫硝改造技術(shù)路線。

6.2 采用LNB+SCR脫硝改造路線，首先通過(guò)LNB控制爐膛出口NOx到300mg/m3以下，利用49%脫硝效率的SCR裝置將NOx由350mg/m3控制到178.5mg/m3。SCR工藝采用高灰型布置，按“2＋1”模式布置催化劑，設(shè)蒸汽吹灰器和聲波吹灰器，不設(shè)反應(yīng)器旁路和省煤器旁路。

[1]楊世極.貴溪電力有限責(zé)任公司2×300MW機(jī)組脫硝改造工程可行性研究報(bào)告[R].2012.

[2]中華人民共和國(guó)國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì).火力發(fā)電廠總圖運(yùn)輸設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程DL/T5032-2007[S].2007.

[3]國(guó)家能源局.火力發(fā)電廠煙氣脫硝設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程DL/T5032-2007[S].2007.

[4]劉學(xué)軍.SCR脫硝技術(shù)在廣州恒運(yùn)熱電廠300MW 機(jī)組上的應(yīng)用[J].中國(guó)電力,2006,39(3):86-89.

[5]高巖,欒濤,彭吉偉.燃煤電廠真實(shí)煙氣條件下SCR催化劑脫硝性能[J].化工學(xué)報(bào),2013,64(7):2611-2618.