柴　磊，馮前偉，張　楊，王　東，朱　躍

（華電電力科學(xué)研究院，浙江杭州310030）

某電廠660MW機(jī)組SCR脫硝超低排放改造關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計(jì)

柴磊，馮前偉，張楊，王東，朱躍

（華電電力科學(xué)研究院，浙江杭州310030）

當(dāng)前環(huán)保政策日益嚴(yán)格，部分已完成SCR脫硝投運(yùn)機(jī)組又面臨著著新一輪的超低排放改造，以某電廠660MW機(jī)組SCR脫硝系統(tǒng)為例，通過測(cè)試一系列試驗(yàn)參數(shù)，掌握了該機(jī)組脫硝裝置主要性能，并結(jié)合下一階段即將開展的超低排放改造工程關(guān)鍵參數(shù)要點(diǎn)進(jìn)行分析與探討，提出了相應(yīng)的意見與解決措施。

火電廠；煙氣脫硝；SCR；超低排放

0　引言

近年來，隨著國內(nèi)國際環(huán)境形勢(shì)日益嚴(yán)峻，國家對(duì)環(huán)保特別是煤電節(jié)能減排與改造不斷深化重視，SCR煙氣脫硝技術(shù)以其穩(wěn)定、高效等優(yōu)點(diǎn)被我國絕大多數(shù)火電廠脫硝工程所采用。據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)統(tǒng)計(jì)資料，截至2014年底，全國已投運(yùn)火電廠煙氣脫硝機(jī)組容量約6.87億kW，占全國火電機(jī)組容量的75.0%，占全國煤電機(jī)組容量的83.2%，其中采用SCR煙氣脫硝技術(shù)占據(jù)絕對(duì)主導(dǎo)地位[1]。“十二五”以來火電廠煙氣脫硝改造已陸續(xù)完成投運(yùn)，但是隨著《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃》（2014-2020）和《關(guān)于編制“十三五”燃煤電廠超低排放改造方案的通知》的提出[2]，要求現(xiàn)役燃煤電廠煙氣氮氧化物排放濃度不高于50mg/m3（基準(zhǔn)氧含量為6%）。針對(duì)當(dāng)前現(xiàn)役燃煤電廠機(jī)組脫硝運(yùn)行實(shí)際情況，以某電廠660MW機(jī)組SCR脫硝系統(tǒng)為例，通過測(cè)試一系列基礎(chǔ)參數(shù)，掌握了該機(jī)組脫硝裝置主要性能，結(jié)合該電廠下一階段即將開展的超低排放改造工程提出幾點(diǎn)SCR脫硝系統(tǒng)超低排放改造關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計(jì)想法，以供后續(xù)脫硝改造工程借鑒及探討。

1　某火電廠SCR脫硝系統(tǒng)簡(jiǎn)介

某火電廠1、2號(hào)機(jī)組裝機(jī)容量均為660MW，均采用選擇性催化還原（SCR）工藝，每臺(tái)鍋爐配備兩個(gè)SCR反應(yīng)器。采用蜂窩式催化劑，“2+1”設(shè)計(jì)，運(yùn)行煙溫為300~420℃。SCR脫硝系統(tǒng)主要設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

表1　某電廠1、2號(hào)機(jī)組SCR脫硝系統(tǒng)主要設(shè)計(jì)參數(shù)

2　脫硝系統(tǒng)運(yùn)行現(xiàn)狀

為了全面反映出脫硝系統(tǒng)性能，在機(jī)組負(fù)荷分別為100%、75%和50%工況條件下進(jìn)行測(cè)試及評(píng)價(jià)，測(cè)試參數(shù)包括煙氣流量、NOx濃度、煙氣溫度、煙塵濃度、脫硝效率、氨逃逸、SO2/SO3轉(zhuǎn)化率、氨耗量、氨氮摩爾比、系統(tǒng)壓力損失、煙氣溫降等。采樣點(diǎn)為網(wǎng)格布置，采用了平行采樣平行分析的方法，參照DL/T260-2012《燃煤電廠煙氣脫硝裝置性能驗(yàn)收試驗(yàn)規(guī)范》、HJ562-2010《火電廠煙氣脫硝技術(shù)規(guī)范選擇性催化還原技術(shù)法》、GB/T16157-1996《固定污染源中顆粒物測(cè)定與氣態(tài)污染物采樣方法》、DL/T998-2006《石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置性能驗(yàn)收試驗(yàn)規(guī)范》等標(biāo)準(zhǔn)[3-6]要求進(jìn)行，測(cè)試位置分別為SCR反應(yīng)器進(jìn)出口截面（如圖1所示），試驗(yàn)主要儀器見表2。

試驗(yàn)結(jié)果見表3，從中可以得知當(dāng)前脫硝裝置各項(xiàng)性能指標(biāo)均能夠達(dá)到設(shè)計(jì)保證值，在50%負(fù)荷條件下脫硝裝置入口煙溫能夠維持在320℃以上，當(dāng)前1、2號(hào)機(jī)組SCR入口NOx濃度明顯低于原脫硝設(shè)計(jì)值。

表2　主要試驗(yàn)儀器

根據(jù)SCR進(jìn)出口NOx測(cè)試數(shù)據(jù)，1號(hào)機(jī)SCR反應(yīng)器A側(cè)入口的NOx濃度分布相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差為1%左右，出口的NOx濃度分布相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差為8%左右，SCR反應(yīng)器B側(cè)入口的NOx濃度分布相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差為1%左右，出口的NOx濃度分布相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差為19%左右；2號(hào)機(jī)SCR反應(yīng)器A側(cè)入口的NOx濃度分布相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差為2%左右，出口的NOx濃度分布相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差為7%左右，SCR反應(yīng)器B側(cè)入口的NOx濃度分布相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差為4%左右，出口的NOx濃度分布相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差為6%左右；根據(jù)動(dòng)壓測(cè)試結(jié)果可知，1、2號(hào)機(jī)反應(yīng)器入口煙道流速相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差均小于15%。表明當(dāng)前2號(hào)機(jī)脫硝裝置進(jìn)出口NOx分布和入口煙道流場(chǎng)較為均勻，1號(hào)機(jī)脫硝裝置進(jìn)口NOx分布和入口煙道流場(chǎng)較為均勻，但1號(hào)機(jī)脫硝裝置出口NOx濃度分布相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差較大，產(chǎn)生這種現(xiàn)象的主要原因應(yīng)該是氨噴射系統(tǒng)噴氨不均所致[7]。

表3　試驗(yàn)結(jié)果匯總

3　脫硝超低排放工藝論證

低氮燃燒是國內(nèi)外燃煤鍋爐控制NOx排放的優(yōu)先選用技術(shù)?？紤]到某電廠1、2號(hào)機(jī)組鍋爐原設(shè)計(jì)已采用較為先進(jìn)的低氮燃燒技術(shù)，性能保證值為400mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2），當(dāng)前鍋爐滿負(fù)荷工況條件下SCR入口NOx濃度在330mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6% O2）左右，低于原低氮性能保證值，表明當(dāng)前低氮運(yùn)行狀況較為良好，因此建議本次超低排放改造暫不再做進(jìn)一步低氮燃燒改造，但在后續(xù)運(yùn)行中須進(jìn)一步優(yōu)化爐內(nèi)燃燒方式，確保將SCR入口NOx濃度穩(wěn)定控制在設(shè)計(jì)值以下。

針對(duì)本次超低排放改造出口NOx排放濃度為50mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2）的控制目標(biāo)，相應(yīng)煙氣脫硝效率須達(dá)到87.5%。考慮到SCR脫硝工藝本身能夠達(dá)到90%以上的脫硝效率，且某電廠1、2號(hào)機(jī)組現(xiàn)已配套建設(shè)SCR脫硝裝置，因此建議本次超低排放改造對(duì)當(dāng)前脫硝裝置進(jìn)行提效改造即可，即通過增加備用層催化劑來實(shí)現(xiàn)提效目的。

4　脫硝超低排放改造關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計(jì)

雖然不同爐型、不同煤種的600MW級(jí)別機(jī)組脫硝裝置性能參數(shù)區(qū)別較大，但對(duì)該類型機(jī)組脫硝裝置進(jìn)行超低排放改造的關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計(jì)思路還是一致的，都應(yīng)根據(jù)電廠近年來煤質(zhì)監(jiān)測(cè)統(tǒng)計(jì)資料、原脫硝設(shè)計(jì)參數(shù)、現(xiàn)脫硝裝置摸底評(píng)估試驗(yàn)以及前期進(jìn)行的脫硝性能驗(yàn)收試驗(yàn)數(shù)據(jù)來綜合判斷確定。

4.1煙氣量

應(yīng)根據(jù)實(shí)際煙氣量測(cè)試結(jié)果與原設(shè)計(jì)煙氣量比較，同時(shí)考慮到超低排放改造還會(huì)涉及到脫硫除塵改造，三者設(shè)計(jì)煙氣量需要統(tǒng)籌考慮，一般建議選取數(shù)值較大的作為脫硝提效改造設(shè)計(jì)煙氣量，1、2號(hào)機(jī)組3種工況條件下的煙氣量見表4。由表3和表4可知，試驗(yàn)工況條件下1號(hào)機(jī)組脫硝裝置煙氣量略高于原設(shè)計(jì)煙氣量，本次超低排放改造工程中煙氣量參數(shù)建議選取實(shí)際煙氣量數(shù)值，即2280840m3/h（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2）。

表4　煙氣量測(cè)試結(jié)果

4.2脫硝裝置入口氮氧化物

應(yīng)根據(jù)實(shí)測(cè)值并結(jié)合機(jī)組低氮裝置運(yùn)行情況綜合考慮，對(duì)于仍需進(jìn)一步低氮燃燒改造的應(yīng)優(yōu)先進(jìn)行低氮燃燒改造，然后在低氮燃燒性能保證值的基礎(chǔ)上留取適當(dāng)裕量，一般推薦為50或100mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2），對(duì)于低氮裝置運(yùn)行效果良好無需再次改造的，也應(yīng)在當(dāng)前排放濃度的基礎(chǔ)上留取適當(dāng)裕量以保證后續(xù)SCR脫硝裝置的穩(wěn)定達(dá)標(biāo)運(yùn)行[8]。根據(jù)表5試驗(yàn)結(jié)果可知，當(dāng)前1、2號(hào)機(jī)組滿負(fù)荷工況條件下SCR入口NOx濃度在330mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2）左右，明顯低于原脫硝設(shè)計(jì)值450mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2），考慮到其低氮燃燒裝置性能及保證值，本次超低排放改造工程中入口氮氧化物參數(shù)建議按400mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2）進(jìn)行設(shè)計(jì)。

表5　SCR入口氮氧化物測(cè)試結(jié)果

4.3二氧化硫及三氧化硫

應(yīng)根據(jù)實(shí)測(cè)值、改造煤質(zhì)計(jì)算值以及爐后脫硫設(shè)計(jì)參數(shù)綜合考慮確定。某電廠當(dāng)前1、2號(hào)機(jī)組滿負(fù)荷工況條件下SCR入口SO2濃度小于2100mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2），但本次脫硝超低排放改造設(shè)計(jì)煤質(zhì)硫份為1.0%，與原脫硫改造設(shè)計(jì)煤種硫份一致，考慮到脫硫改造設(shè)計(jì)入口SO2濃度為2316mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2），為保證爐后系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行，本項(xiàng)目脫硝入口SO2、SO3濃度分別設(shè)定為2316mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6% O2）、23mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2）。

4.4飛灰質(zhì)量濃度

同上所述，飛灰質(zhì)量濃度的選定也應(yīng)根據(jù)實(shí)測(cè)值、改造煤質(zhì)計(jì)算值以及爐后除塵設(shè)計(jì)參數(shù)綜合考慮確定。某電廠當(dāng)前1、2號(hào)機(jī)組滿負(fù)荷工況條件下SCR入口飛灰質(zhì)量濃度小于31000mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6% O2），但本次脫硝超低排放改造設(shè)計(jì)煤質(zhì)灰分為29.68%，與原除塵改造設(shè)計(jì)煤種灰分一致，考慮到除塵改造設(shè)計(jì)入口粉塵濃度為33.74g/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6% O2），為保證爐后系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行，本項(xiàng)目脫硝入口粉塵濃度設(shè)定為33.74g/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2）。

4.5煙溫

應(yīng)根據(jù)實(shí)測(cè)煙氣溫度、平時(shí)運(yùn)行煙氣溫度和原設(shè)計(jì)煙氣溫度綜合比較選取，某電廠滿負(fù)荷工況下SCR入口煙溫實(shí)測(cè)值在360~366℃之間，平時(shí)滿負(fù)荷工況下脫硝入口煙溫在362℃左右，相對(duì)脫硝裝置原設(shè)計(jì)入口煙溫（366℃）偏差不大，故本項(xiàng)目SCR脫硝設(shè)計(jì)入口溫度仍定為366℃。

5　結(jié)語

針對(duì)當(dāng)前國內(nèi)現(xiàn)役燃煤電廠SCR脫硝裝置運(yùn)行現(xiàn)狀及新環(huán)保形勢(shì)下達(dá)標(biāo)排放要求，以某電廠660MW機(jī)組SCR脫硝系統(tǒng)為例，通過測(cè)試一系列基礎(chǔ)參數(shù)，包括脫硝效率、反應(yīng)溫度、SO2/SO3轉(zhuǎn)化率、氨逃逸濃度、煙氣流速及飛灰濃度等，掌握了該機(jī)組脫硝裝置現(xiàn)狀，并結(jié)合下一階段即將開展的超低排放改造工程從改造工藝論證、關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計(jì)（煙氣量、脫硝裝置入口氮氧化物、二氧化硫、三氧化硫、飛灰質(zhì)量濃度、煙溫）等方面提出幾點(diǎn)SCR脫硝系統(tǒng)超低排放改造關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計(jì)，以供后續(xù)脫硝改造工程借鑒及探討。

[1]中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì).中國電力行業(yè)年度發(fā)展報(bào)告[M].北京:中國電力出版社，2014.

[2]發(fā)改能源[2014]2093號(hào):關(guān)于印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃（2014-2020年）》的通知[S].

[3]DL/T260-2012，燃煤電廠煙氣脫硝裝置性能試驗(yàn)技術(shù)規(guī)范[S].2012.

[4]HJ562-2010，火電廠煙氣脫硝技術(shù)規(guī)范選擇性催化還原技術(shù)法[S]. 2010.

[5]GB/T16157-1996，固定污染源中顆粒物測(cè)定與氣態(tài)污染物采樣方法[S].1996.

[6]DL/T998-2006，石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置性能驗(yàn)收試驗(yàn)規(guī)范[S]. 2006.

[7]張?jiān)?燃煤機(jī)組SCR脫硝系統(tǒng)AIG噴氨優(yōu)化調(diào)整[J].中國高新技術(shù)企業(yè)，2014，21:49-50.

[8]張楊，楊用龍，馮前偉，等.燃煤電廠SCR煙氣脫硝改造工程關(guān)鍵技術(shù)[J].中國電力，2015，48（4）:32-35.

Key Design Parameters of SCR Denitrification Ultra-low Em ission Transformation from Units of 660MW

CHAI Lei，F(xiàn)ENG Qian-wei，ZHANG Yang，WANG Dong，ZHU Yue
（Huadian Electric Power Research Institute,Hangzhou 310030，China）

The current increasingly stringent environmental policy,partially completed and put into operation SCR denitration unitis facedwith anew round ofmention efficiency retr ofits tounits of660MW SCR denitration system,forexample,by testingaseries of testparameters,mastered theunitdenitrator themain performance,combined with ultra-low emissions renovation projectpoints thenextphase ofthe key parameters tobeundertaken toanalyzeand study andmake thecorrespondingobservationsand solutions.

coal-fired plant；flue gas De-NOx；SCR；ultra low emissions

10.3969/J.ISSN.2095-3429.2016.05.005

X773

B

2095-3429（2016）05-0020-04

中國華電集團(tuán)有限公司科技項(xiàng)目:大型燃煤鍋爐SCR煙氣脫硝疑難問題技術(shù)攻關(guān)與運(yùn)行優(yōu)化研究（CHDKJ-2015-G04）

柴磊（1987-），男，浙江杭州人，本科，助理工程師，從事電廠環(huán)保設(shè)計(jì)研究和技術(shù)服務(wù)工作。

2016-07-08

2016-09-26