徐順喜，吳志祥

(神華神皖安慶皖江發(fā)電有限責(zé)任公司，安徽安慶 246005)

安徽某電廠一期容量為2×320 MW，兩臺(tái)機(jī)組分別于2005年1月和2005年5月建成發(fā)電.機(jī)組配套鍋爐為上海鍋爐廠有限公司設(shè)計(jì)制造的SG-1036/17.44-M865型亞臨界壓力、中間一次再熱、自然循環(huán)汽包爐，其燃燒系統(tǒng)消化吸收美國燃燒工程公司(CE)技術(shù)，使用在國內(nèi)300 MW等級(jí)機(jī)組中應(yīng)用最為普遍的四角切園、集中大風(fēng)箱布置燃燒方式，包括5層一次風(fēng)噴口、6層二次風(fēng)噴口和1層緊湊型燃盡風(fēng)噴口，具有一定的NOx控制能力，其常規(guī)運(yùn)行狀態(tài)下的NOx排放濃度約550～650 mg/Nm3.該電廠地處“三區(qū)九群”中的長三角地區(qū)，周圍人口稠密.根據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)[1]要求，該電廠2臺(tái)鍋爐須在2014年7月1日前將NOx排放濃度控制在100 mg/Nm3以內(nèi).因此，兩臺(tái)機(jī)組需盡快完成脫硝改造工程建設(shè)，以滿足國家對(duì)氮氧化物排放的控制要求，并迎接脫硝補(bǔ)貼電價(jià)的正式實(shí)施.根據(jù)機(jī)組檢修狀況，決定率先對(duì)2#鍋爐進(jìn)行脫硝改造.

1 改造方案

1.1 安徽某電廠NOx排放濃度現(xiàn)狀

實(shí)測(cè)安徽某電廠2#鍋爐改造前各項(xiàng)參數(shù)如表1所示.

要滿足新的國家標(biāo)準(zhǔn)，必須進(jìn)行相應(yīng)改造，使2#鍋爐NOx排放濃度降低到100 mg/Nm3以下.經(jīng)過調(diào)研，擬采用低氮燃燒技術(shù)(LBN)與選擇性催化還原(SCR)相結(jié)合的脫硝改造方案，見圖1.

表1 2#鍋爐各項(xiàng)參數(shù)

圖1 安徽某電廠2#鍋爐脫硝示意

1.2 低氮燃燒技術(shù)改造

具體改造內(nèi)容為:將現(xiàn)有機(jī)組的上下濃淡燃燒器更換成濃縮比約為1.8的新型直流燃燒器，在主燃燒區(qū)域上方增加了二層分離燃盡風(fēng)(SOFA).[2]SOFA設(shè)置的主要目的是為降低主燃燒區(qū)域的氧量，使主燃燒區(qū)域缺氧燃燒，未燃燒完全的CO和煤粉在SOFA區(qū)域進(jìn)行燃燒.主燃燒區(qū)域的缺氧氛圍，會(huì)讓已生成的NO與煤中的揮發(fā)性氮發(fā)生還原反應(yīng)，將NO還原成N2，從而達(dá)到降低 NOx的目的.[3]

對(duì)鍋爐燃燒系統(tǒng)進(jìn)行改造，在不明顯增大飛灰和爐渣可燃物含量，同時(shí)控制爐內(nèi)高溫腐蝕、受熱面結(jié)渣，以及減溫水流量和高溫區(qū)金屬壁溫上升幅度的情況下，將爐內(nèi)NOx排放濃度降至約350 mg/Nm3以下.

1.3 選擇性催化還原改造

經(jīng)過比較選擇，2#鍋爐脫硝改造工程最終采用選擇性催化還原(SCR)工藝煙氣脫硝系統(tǒng)，SCR反應(yīng)器布置在省煤器與空預(yù)器之間的高含塵區(qū)域，[4]脫硝裝置不設(shè)旁路系統(tǒng).脫硝裝置系統(tǒng)按80%效率設(shè)計(jì)，控制出口NOx排放濃度低于100 mg/Nm3.布置兩層催化劑，預(yù)留一層;液氨貯存區(qū)統(tǒng)籌規(guī)劃一期2×320 MW機(jī)組共用氨區(qū)的布置.

在省煤器和空預(yù)器之間布置高灰型SCR工藝，以入口NOx濃度為350 mg/Nm3作為基準(zhǔn)濃度，按照71.4%脫硝效率進(jìn)行系統(tǒng)設(shè)計(jì)，控制出口NOx排放濃度低于100 mg/Nm3.

SCR反應(yīng)器系統(tǒng)是整個(gè)脫硝的核心部分，[5]它包括反應(yīng)器殼體、催化劑、整流器、導(dǎo)流板及吹灰系統(tǒng).為防止長期運(yùn)行中煙氣中的灰塵覆蓋催化劑表面，從而降低催化劑的活性，在每層催化劑均設(shè)置一套吹灰裝置.利用聲波清灰裝置將表面的飛灰吹走，聲波清灰裝置對(duì)于積灰的吹掃具有很好的效果.

從緩沖罐送來的氨氣與稀釋風(fēng)充分混合后通過噴氨格柵系統(tǒng)進(jìn)入反應(yīng)器入口煙道，氨氣與煙氣經(jīng)靜態(tài)混合器充分混合后進(jìn)入催化劑前整流器，經(jīng)過整流后送入反應(yīng)器的第一層催化劑，接著進(jìn)入第二層催化劑，在各層催化劑的表面氨氣和氮氧化物發(fā)生化學(xué)反應(yīng)生成氮?dú)夂退?，從而達(dá)到脫除氮氧化物的目的.具體反應(yīng)原理如下:[6]

2 實(shí)施過程

安徽某電廠一期2#鍋爐脫硝改造工程于2012年9月19日2#機(jī)組大修時(shí)正式開工建設(shè)，低氮燃燒改造、風(fēng)機(jī)二合一改造和SCR改造同時(shí)進(jìn)行.工程進(jìn)度與關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)如下:2012年9月20日至11月8日，2#鍋爐低氮燃燒改造完畢，投運(yùn)正常，性能符合設(shè)計(jì)要求;2012年9月20日至11月9日，2#鍋爐脫硝SCR工程基礎(chǔ)、承臺(tái)、混凝土支架加固施工完畢;2013年1月4日，脫硝反應(yīng)器與鍋爐煙道接口安裝完畢并順利隨機(jī)組并網(wǎng)發(fā)電;2013年2月25日，脫硝系統(tǒng)DCS組態(tài)完成，氨區(qū)罐體、管道壓力試驗(yàn)完成;2013年3月18日至20日，系統(tǒng)進(jìn)行熱態(tài)調(diào)試;2013年4月3日至10日，2#鍋爐脫硝系統(tǒng)通過168 h試運(yùn)行;2013年4月15日至16日，安徽省環(huán)保廳及市環(huán)保局對(duì)2#鍋爐脫硝系統(tǒng)進(jìn)行環(huán)保測(cè)試，各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到要求.

3 投運(yùn)后效果評(píng)價(jià)

3.1 2#鍋爐脫硝168 h試運(yùn)行期間各項(xiàng)指標(biāo)滿足設(shè)計(jì)要求

2#鍋爐脫硝系統(tǒng)順利通過168 h試運(yùn)行，在機(jī)組滿負(fù)荷條件下，保證氨逃逸量小于3 ppm，平均效率在82%左右.反應(yīng)器入口氮氧化物濃度在200～370 mg/Nm3的條件下，出口氮氧化物濃度在80 mg/Nm3以下，各項(xiàng)指標(biāo)均滿足設(shè)計(jì)要求.2#鍋爐脫硝氨區(qū)和SCR系統(tǒng)實(shí)時(shí)顯示界面分別如圖2和圖3所示.圖2表明，脫硝改造后氨區(qū)工作正常，氨氣緩沖罐壓力保持在正常值.圖3表明，在滿負(fù)荷下，A反應(yīng)器入口氮氧化物濃度分別為274.2 mg/Nm3和312.9 mg/Nm3，A反應(yīng)器出口氮氧化物濃度分別為41.1 mg/Nm3和52.7 mg/Nm3，B反應(yīng)器入口氮氧化物濃度分別為223.9 mg/Nm3和282.6 mg/Nm3，B反應(yīng)器出口氮氧化物濃度分別為42.0 mg/Nm3和51.5 mg/Nm3.

3.2 環(huán)保驗(yàn)收試驗(yàn)各項(xiàng)指標(biāo)達(dá)到要求

安徽省環(huán)保廳和安慶市環(huán)保局對(duì)2#鍋爐脫硝系統(tǒng)進(jìn)行了環(huán)保測(cè)試，結(jié)果表明，各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到要求.2#機(jī)組脫硝效率測(cè)試的具體數(shù)據(jù)如下:A側(cè)反應(yīng)器平均值進(jìn)口為156 ppm(328 mg/Nm3)，出口為22 ppm，效率為85.8%.轉(zhuǎn)化為 NOx為45.1 mg/Nm3;B側(cè)反應(yīng)器平均值進(jìn)口為153 ppm(321 mg/Nm3)，出口為20 ppm，效率為86.9%，轉(zhuǎn)化為NOx為41.0 mg/Nm3.

3.3 168 h試運(yùn)行后各項(xiàng)指標(biāo)滿足設(shè)計(jì)要求

2#鍋爐脫硝通過168 h試運(yùn)行后，運(yùn)行期間的各項(xiàng)指標(biāo)仍能滿足設(shè)計(jì)要求.

3.4 性能試驗(yàn)達(dá)到保證值

委托蘇州熱工研究院有限公司進(jìn)行脫硝性能試驗(yàn)的綜合評(píng)價(jià)如下:在60% ～100%BMCR負(fù)荷范圍內(nèi)，脫硝效率等性能指標(biāo)均達(dá)到保證值.

圖2 2#鍋爐脫硝氨區(qū)實(shí)時(shí)顯示界面

圖3 2#鍋爐脫硝SCR系統(tǒng)實(shí)時(shí)顯示界面

4 經(jīng)驗(yàn)總結(jié)

(1)鍋爐燃燒系統(tǒng)沒有采取深度空氣分級(jí)燃燒技術(shù)，這是造成NOx排放濃度較高的主要原因.為了經(jīng)濟(jì)有效地實(shí)現(xiàn)100 mg/Nm3的NOx控制目標(biāo)，采取低氮燃燒技術(shù)與選擇性催化還原相結(jié)合的兩步走脫硝改造技術(shù)路線是適宜的.

(2)首先，在不降低鍋爐效率的前提下，通過低氮燃燒技術(shù)控制爐膛出口NOx至300 mg/Nm3以下;其次，選擇性催化還原按照入口NOx濃度350 mg/Nm3，出口NOx濃度不高于100 mg/Nm3進(jìn)行系統(tǒng)整體設(shè)計(jì).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.

(3)廠區(qū)內(nèi)有足夠的脫硝還原劑儲(chǔ)存和制備場(chǎng)地，液氨或尿素均可滿足脫硝改造工程的需要.從工藝穩(wěn)定性及運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性等綜合考慮，脫硝改造工程的還原劑宜采用液氨，但需作安全評(píng)估和環(huán)評(píng)論證.

(4)脫硝改造工程推薦采用低氮燃燒技術(shù)LNB+液氨法SCR方案，工程靜態(tài)投資為14 445萬元，單位投資約226元/kW.其中，SCR投資為7 502萬元，單位投資約117元/kW，LNB投資為1 790萬元，單位投資約28元/kW.還貸付息期內(nèi)，脫硝年運(yùn)行成本為2 857萬元，單位NOx減排成本為4.22元/kg，發(fā)電成本增加8.42元/MWh.[7]

(5)不論采取何種脫硝改造方案，NOx減排成本均大于0.63元/kg，遠(yuǎn)高于當(dāng)前的NOx排污收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn).但通過與低氮燃燒相結(jié)合的脫硝改造，可年減排NOx約6 763 t，具有良好的節(jié)能減排社會(huì)效益.

5 結(jié)語

安徽某電廠2#鍋爐的脫硝改造實(shí)踐獲得了圓滿成功，實(shí)現(xiàn)了將鍋爐出口氮氧化物濃度降至國家標(biāo)準(zhǔn)要求以下的預(yù)期目標(biāo)，因此電廠的NOx排污費(fèi)將大幅減少，僅每年減少的NOx排污收費(fèi)就相當(dāng)可觀.最重要的是，火電廠排放的NOx除了形成酸雨外，還會(huì)與碳?xì)浠衔锓磻?yīng)生成致癌物質(zhì)，對(duì)人體造成嚴(yán)重?fù)p害.因此，實(shí)施脫硝工程可以大幅度減少NOx排放，這將有助于改善當(dāng)?shù)卮髿猸h(huán)境，具有良好的宏觀社會(huì)效益.安徽某電廠320 MW機(jī)組2#鍋爐的脫硝改造成功，也為類似電廠的改造提供了參考.

[1]環(huán)境保護(hù)部國家質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)檢疫總局.GB13223—2011火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)[S].北京:中國環(huán)境科學(xué)出版社，2011:2-3.

[2]禹慶明，張波，朱憲然，等.低氮燃燒器改造及運(yùn)行調(diào)整方法探討[J].華北電力技術(shù)，2012(7):35-38.

[3]賈炳祿.張家口發(fā)電廠低氮燃燒器改造經(jīng)濟(jì)性分析[J].能源與節(jié)能，2013(4):8-12.

[4]李華波.燃煤發(fā)電脫硝技術(shù)分析與應(yīng)用[J].能源與節(jié)能，2013(11):12-20.

[5]鄭璐，龍志云.300 MW燃煤機(jī)組增設(shè)煙氣SCR脫硝裝置的技術(shù)改造[J].節(jié)能與環(huán)保，2013(11):39-41.

[6]陳偉.670 MW超臨界直流鍋爐脫硝改造及運(yùn)行調(diào)整[J].中國高新技術(shù)企業(yè)，2013(29):64-65.

[7]孫雪麗，徐鐵兵，王圣，等.300 MW燃煤機(jī)組脫硝改造技術(shù)及經(jīng)濟(jì)分析[J].節(jié)能與環(huán)保，2013(10):54-56.