卿紅梅 康科偉

(浙能樂清發(fā)電有限責任公司，浙江 溫州 325609)

600 MW超臨界機組脫硝系統(tǒng)超低排放改造方案研究

卿紅梅 康科偉

(浙能樂清發(fā)電有限責任公司，浙江 溫州 325609)

基于目前存在的環(huán)境問題和火電廠大氣污染物的排放標準，對樂清發(fā)電廠600 MW超臨界機組脫硝系統(tǒng)進行超低排放改造的疑難點進行分析和探討，提出脫硝系統(tǒng)改造的可行方案，該方案對即將進行的超低排放改造具有指導性意義。

600 MW超臨界機組；脫硝；超低排放；改造方案

0 引言

目前我國面臨著越來越嚴重的環(huán)境壓力，NOx是造成大氣污染的主要污染物之一，我國NOx排放量中70%來自煤炭的直接燃燒，火力發(fā)電廠是燃煤大戶，是NOx主要排放源之一[1]。2011年國務院頒布的《“十二五”節(jié)能減排綜合性工作方案》中規(guī)定，到2015年，全國NOx排放總量比2010年下降10%，而浙江規(guī)定全省NOx排放量要削減18%。環(huán)保部HJ562—2010《火電廠煙氣脫硝工程技術規(guī)范——選擇性催化還原法》作為火電廠煙氣脫硝工程的規(guī)范，其規(guī)定：SCR脫硝系統(tǒng)應能在鍋爐最低穩(wěn)燃負荷(一般為35%BMCR)和BMCR之間的任何工況下持續(xù)安全運行。且最新的GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》規(guī)定：至2014年7月，燃煤鍋爐要達到氮氧化物100 mg/Nm3的排放標準，其中，重點地區(qū)的排放標準也為100 mg/Nm3；天然氣燃氣輪機組的排放標準為氮氧化物50 mg/Nm3。為使機組煙氣的NOx排放濃度達到燃氣輪機組的排放標準，并能在最低穩(wěn)燃負荷至BMCR間任何工況下投運脫硝系統(tǒng)，這就對火電廠脫硝設備提出了嚴格的要求，機組超低排放改造勢在必行。

1 設備介紹

樂清電廠一期2×600 MW機組同步配套建有脫硫和脫硝系統(tǒng)，采用上海鍋爐廠超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流爐，其為單爐膛、一次中間再熱、采用四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼懸掛結構П型、露天布置燃煤鍋爐。鍋爐燃燒系統(tǒng)采用中速磨冷一次風直吹式制粉系統(tǒng)設計，24只直流式燃燒器分6層布置在爐膛下部四角，煤粉和空氣從四角送入，在爐膛中呈切圓方式燃燒。

原鍋爐型號：SG -1913/25.4-M956，600 MW，此次鍋爐增容改造后為660 MW，將實施超低排放改造，使機組煙氣的主要污染物排放濃度達到燃氣輪機組的排放標準。其中脫硝部分改造目標為煙囪入口NOx排放濃度不大于50 mg/Nm3，并實現(xiàn)最低穩(wěn)燃負荷至BMCR間任何工況下投運脫硝系統(tǒng)。

2 機組現(xiàn)有煙氣環(huán)保設施及排放情況

樂清電廠#1、#2機組建設時，已同步配套了相關的煙氣環(huán)保設施。2013年1—12月，其煙氣中氮氧化物排放情況及脫硝設施主要性能指標的統(tǒng)計值如表1所示。

從表1可知，樂清一期2臺機組自投運以來，脫硝設施運行穩(wěn)定。從排放指標看，氮氧化物滿足重點區(qū)域排放標準要求(100 mg/Nm3)，但高于超低排放標準(50 mg/Nm3)。

表1 煙氣中氮氧化物排放情況及脫硝設施主要性能指標

3 煙氣超低排放改造方案——脫硝系統(tǒng)提效

3.1 原有SCR脫硝系統(tǒng)及鍋爐低氮燃燒系統(tǒng)簡介

樂清電廠一期2×600 MW機組煙氣脫硝改造由浙江天地環(huán)保工程有限公司總承包，采用美國巴威公司的選擇性催化還原(SCR)技術。煙氣從省煤器引出，一臺爐配置2個反應器，經(jīng)過脫硝裝置后，煙氣接入空預器。配有煙氣系統(tǒng)、SCR反應器吹灰系統(tǒng)、氨空氣混合及噴射系統(tǒng)等。系統(tǒng)設計脫硝效率為70%。脫硝SCR反應器及煙道布置在鍋爐省煤器外側(cè)，一、二次風機及其煙道上方。

樂清發(fā)電廠一期機組燃燒器采用了低NOx同軸燃燒系統(tǒng)(LNCFS)技術，采用空氣分級燃燒，配有CCOFA和SOFA風，使燃料經(jīng)歷富燃料燃燒和富氧燃盡2個階段[2]，實現(xiàn)了總體NOx排放量大幅下降。

3.2 脫硝系統(tǒng)實際運行情況簡介

據(jù)樂清電廠#1、#2機組2013年以來的實際運行數(shù)據(jù)，月平均SCR入口NOx濃度值均小于300 mg/Nm3，無需對燃燒器進行進一步改造，如圖1所示。

圖1 近期月平均SCR入口NOx濃度變化趨勢

圖2是近期月平均SCR出口NOx濃度變化趨勢，可以看出圖2與圖1的變化趨勢一致。2臺機組的SCR出口濃度低于100 mg/Nm3，滿足現(xiàn)有排放標準要求，但距50 mg/Nm3有一定的差距。2臺機組脫硝系統(tǒng)有很好的穩(wěn)定性，脫硝效率基本穩(wěn)定地保持在60%以上。

圖2 近期月平均SCR出口NOx濃度變化趨勢

3.3 脫硝系統(tǒng)提效技術方案探討

安裝低NOx燃燒器后，機組在大部分負荷下運行時入口NOx濃度穩(wěn)定地控制在300 mg/Nm3以下，運行情況較理想，因此可通過提高脫硝效率的方式，使得SCR的出口NOx濃度降低到50 mg/Nm3以下，SCR系統(tǒng)按照85%效率進行設計。

樂清發(fā)電廠#1、#2機組脫硝裝置原設計初裝2層催化劑，設計脫硝效率70%，預留第三層催化劑安裝空間。本次脫硝提效需增加催化劑體積，加裝預留層或者更換初裝2層原催化劑，使脫硝效率由70%提高至85%。

由于#1機組催化劑安裝約一年多，#2機組的催化劑安裝約13個月，活性尚佳，若采用初裝2層全部更換的方案會造成較大的浪費，建議在預留層增加一層新的催化劑，原有系統(tǒng)絕大部分設備可利舊，只需在預留層新增催化劑及聲波吹灰器，更換SCR氨氣調(diào)節(jié)閥即可。

3.4脫硝裝置在最低穩(wěn)燃負荷至BMCR間任何工況下投運的技術措施

根據(jù)樂清#1、#2機組的設計煤種，SCR脫硝裝置最低連續(xù)運行溫度為310 ℃。因此脫硝裝置在投運負荷下入口煙氣溫度不能小于310 ℃，考慮到催化劑最高溫度盡量控制為420 ℃，不能高于450 ℃的要求[3]，脫硝入口煙氣溫度控制在310～400 ℃范圍內(nèi)比較適合。

樂清電廠鍋爐最低穩(wěn)燃負荷為30%BMCR，此工況下脫硝裝置入口煙氣溫度低于310 ℃。為達到最低穩(wěn)燃負荷以上全負荷投運脫硝裝置，必須提高低負荷下的SCR入口煙氣溫度，可以通過回熱系統(tǒng)改造、省煤器分級、省煤器旁路(即尾部煙氣旁路)等技術措施，使煙氣溫度保持在310 ℃以上。但樂電一期機組回熱系統(tǒng)因無空間增設抽汽口而無法改造。

3.4.1 省煤器分級方案

將省煤器的部分受熱面進行分級，減少省煤器的換熱量，提高低負荷時脫硝入口的煙氣溫度?？紤]到鍋爐30%BMCR低負荷時需要將省煤器排煙溫度從約280 ℃提升到310 ℃，需要將約25%的進行分級，將分級的省煤器放入SCR出口煙道上。通過分級省煤器保證鍋爐給水溫度，保證鍋爐低負荷和BMCR工況時煙溫在合適范圍內(nèi)。該方案整體來說簡單可行，但實施后會對鍋爐的效率產(chǎn)生一定的影響。

3.4.2 尾部煙氣旁路方案

煙氣旁路主要是在低負荷工況下運行，調(diào)節(jié)旁路煙道上裝設的煙氣調(diào)節(jié)擋板控制煙氣溫度。高負荷運行時關閉旁路煙道擋板。

尾部煙氣旁路方案中系統(tǒng)布置簡單、煙溫調(diào)節(jié)靈活，可保證脫硝裝置在鍋爐最低穩(wěn)燃負荷至BMCR間任何工況下投運，但機組如果長期不在低負荷運行，也就是擋板門處于常閉狀態(tài)，會導致積灰打不開，這將成為檢修疑難點，而且煙氣側(cè)的阻力會稍有增加。

綜上所述，省煤器分級技術措施相比較優(yōu)，可在機組檢修時進行方案的實施。

4 結語

綜上所述，通過實施鍋爐低氮燃燒改造、SCR脫硝裝置提效和省煤器分級等技術措施，樂清#1、#2機組煙氣的氮氧化物排放可滿足≤50 mg/Nm3的要求，并實現(xiàn)最低穩(wěn)燃負荷至BMCR間任何工況下投運SCR脫硝裝置。這對樂電一期600 MW超臨界機組及類似機組脫硝系統(tǒng)超低排放改造有很好的指導和借鑒作用。

[1] 于洪，劉慷.選擇性催化還原煙氣脫硝技術在玉環(huán)電廠4×1 000 MW機組上的應用[J].電力環(huán)境保護，2009(6)：1～3

[2] 陳瑞軍.低NOx燃燒技術在岱海電廠的應用[J].內(nèi)蒙古電力技術，2007(25)：14～16

[3] 劉慷，虞宏，于洪，等.選擇性催化還原催化劑在燃煤電廠中應用的注意事項[J].廣東電力，2009(7)：75～78

2014-08-27

卿紅梅(1984—)，女，湖南新化人，助理工程師，主要從事電廠集控運行工作。