某城市電廠200 MW機組煙氣脫硝項目分析

張晉育，李 超，李留強

(1.遼寧電力勘測設計院，遼寧 沈陽 110179;2.遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006)

某城市電廠位于東北地區某中等城市中北部，電廠毗鄰居民區與商業區，周圍與鐵路、公路緊密相連，交通發達。全廠配套2×200 MW燃煤機組。該電廠積極響應國家對氮氧化物環保排放的要求，成立于脫硝改造工程小組，開展了煙氣脫硝改造的前期立項與初步設計工作，擬在2014年7月1日前脫硝裝置竣工投產，滿足氮氧化物排放濃度低于200 mg/Nm3的環保要求［1］。

由于該電廠200 MW機組投產時間已20余年，設備故障率高、結構緊湊、改造空間小、改造難度很大。且該機組位于城市中心區，因此進行脫硝改造時較300 MW及以上機組需要額外考慮諸多問題。針對該機組煙氣脫硝改造的內外部條件進行了深入分析，探討了適用于本工程改造的技術方案，以期為同類機組改造提供參考。

1 機組概況

1.1 設備概況

每臺200 MW機組配備1臺HG670/140－HM12型超高壓、一次再熱、自然循環、燃煤汽包鍋爐，采用平衡通風、六角雙切圓、固態排渣方式;鍋爐尾部煙道布置2段省煤器 (高、低溫)與2段管式空預器 (高、低溫)，省煤器與空預器交叉布置，煙氣從鍋爐出來后經靜電除塵器和脫硫系統后通過煙囪排入大氣。機組于1988年正式投產運行。

1.2 煙氣參數

本工程為老鍋爐脫硝改造項目，按照設計規范要求，改造項目確定煙氣參數時應根據脫硝系統入口處實測確定，并考慮燃料的變化趨勢［2］。

表1 脫硝設計煙氣成分表

測試條件:鍋爐燃用煤種須能同時反映電廠近期現狀與長期使用情況，機組須處于最大負荷運行。在省煤器后煙道出口進行煙氣參數測試，結果如表1所示。

1.3 氮氧化物去除方案

脫硝改造所采取的方案主要有低氮燃燒技術、選擇性催化還原技術 (SCR)、選擇性非催化還原技術 (SNCR) 以及SCR+SNCR技術［3］。該機組目前氮氧化物排放濃度在660 mg/Nm3，由于該地區很有可能被劃為“重點地區”，因此脫硝出口氮氧化物濃度按國家標準 (低于100 mg/Nm3)并考慮長遠目標后定為80 mg/Nm3，總脫硝效率須達到87.88%。

綜合技術與經濟層面，并參照國家相關技術路線，工程采用低氮燃燒器 (LNB) +SCR方案。低氮燃燒器改造目標為350 mg/Nm3，SCR入口按400 mg/Nm3(考慮裕量)，SCR設計脫硝效率為80%。

2 工藝方案選擇分析

2.1 SCR反應區布置

本工程脫硝反應器采用高溫高塵式布置，SCR反應器布置在省煤器與空預器之間。由于該200 MW機組采用管式空預器，廠房空間非常狹小，在現有設備布局條件下，無法在鍋爐廠房內完成SCR反應器的布置。

由于原鍋爐的管式空預器在脫硝改造后無法有效解決腐蝕問題，因而本工程改造時，擬將管式空預器更換為回轉式空預器?；剞D式空預器較管式空預器空間占用小，將管式空預器更換為回轉式空預器后節省出的空間有利于完成SCR反應器出入口煙道的布置。本工程管式空預器改造為回轉式后，空預器上方具備脫硝反應器的安裝空間。然而，考慮到該區域0 m地面處設備基礎較多，且無法在機組運行期間完成SCR反應器的基礎施工與鋼架搭建，如果利用大修時間施工勢必會延長鍋爐停爐時間，給電廠帶來巨大的停爐損失。因此，本工程將SCR反應器布置在除塵器入口煙道上方。在此位置，既可實現SCR反應器的布置，又能縮短工期，本工程SCR反應器簡要布置如圖1所示。

圖1 SCR反應器簡要布置圖

由于拆除了管式空預器，原有空預器支撐鋼架在回轉式空預器與SCR反應器選型后，考慮是否需要保留。SCR反應器鋼架應避免與鍋爐鋼架銜接，以保證反應裝置的強度和可靠性。根據現場條件，本工程可利用部分鍋爐鋼架與鋼架基礎，進行加固與補強，可縮短鍋爐停爐改造時間約20 d。

2.2 催化劑的設計和選擇

脫硝催化劑活性溫度范圍在300～420℃，催化劑的選擇主要取決于煙氣中飛灰濃度。蜂窩式催化劑經濟應用條件是飛灰濃度低于30 g/m3;板式催化劑的經濟應用條件是飛灰濃度大于50 g/m3;飛灰濃度在30～50 g/m3時，蜂窩與板式催化劑的經濟性接近?；诳疹A器入口含塵濃度 (小于30 g/m3)和國內催化劑使用效果綜合考慮，本工程采用蜂窩式催化劑。

催化劑采取TiO2(載體) +V2O5(主要活性成分)，為抑制SO向SO的轉化，加入。

23由于燃煤灰分較低，灰分粘度小，因此本工程選擇聲波式吹灰器。為了降低改造成本，催化劑采用國產產品。催化劑的主要設計數據如表2所示。

2.1兩組患者引產情況比較:對比兩組數據,就宮縮發動時間而言,觀察組發動更快,對比胎兒娩出時間,發現觀察組娩出更為速度,P<0.05;同時,觀察組引產成功率表現優秀,達到100%,而對照組有1例未成功引產,P>0.05。詳見表1。

2.3 還原劑的選擇

由于該電廠地處市區，周圍環境敏感點較多，若采用液氨作為還原劑需通過安評、環評，并經過交通部門的同意，操作難度較大，獲批可能性也較小。因此本工程采用尿素作為脫硝原還劑。尿素溶解采用熱解法，每臺機組爐側設置1臺尿素熱解爐。

表2 催化劑初步設計

根據氮氧化物去除要求，本工程尿素儲存及制備區受限于場地條件，布置于東側廠界處，距鍋爐房約200 m，占地約400 m2。由于當地冬天氣候寒冷，改造時應特別注意尿素設備和管路的保溫措施，根據廠內條件可采用電伴熱或蒸汽伴熱方式，以保持尿素溶液在輸送管路中不產生結晶現象。尿素儲存和溶解區按一般的建筑物安全距離考慮。本工程尿素儲存及制備區30 m外有220kV輸電線路經過，兩者距離滿足安全防護距離要求。

3 配備設備改造方案分析

3.1 燃燒器改造

鍋爐六角分別布置1臺S45－50型風扇式磨煤機，干燥介質為爐膛出口熱爐煙與熱風混合，燃燒方式為六角雙切圓式、一二次風相間布置，2個假想切圓直徑分別為1 000 mm和1 035 mm。每臺磨煤機帶1個角上3層一次風噴口，構成直吹式制粉系統，可通過分離器擋板開度和風粉氣流分配擋板分別調節煤粉細度和同角上不同層燃燒器功率。

根據本項目的實際情況，機組NOx排放濃度在660 mg/Nm3，燃燒器改造后NOx排放濃度控制在350 mg/Nm3以下。燃燒器改造方案簡述為:將原有燃燒器整套替換為新型低氮燃燒器，燃燒器的布置和安裝位置不改變;采用全爐膛分級燃燒技術，布置燃盡風系統，即在現有燃燒器基礎上，采用2層燃盡風的總體布置方案。本工程燃燒器改造后簡要布置如圖2所示。

圖2 燃燒器改造后簡要布置圖

采用低氮燃燒技術的好處主要在于降低NOx初始排放濃度、減輕后續的SCR裝置工作壓力，在運行中可以節約還原劑投入量，從而降低運行費用。但采用低氮燃燒器后，在實際應用中應保證爐膛不結渣，防止高溫腐蝕情況發生;不降低鍋爐最大出力，保證爐膛各受熱面受熱均勻，壁溫正常;不降低鍋爐不投油最低穩燃負荷。

3.2 省煤器與空預器改造

該工程鍋爐原采用管式空預器和省煤器分級布置方式。機組改造加裝SCR裝置后，省煤器與空預器如果不進行改造將會產生以下問題。

a.腐蝕問題:氨逃逸產生的硫酸氫銨的腐蝕問題無法解決。

為了解決以上問題，本項目需對省煤器進行改造。在兼顧經濟性和設備利用的基礎上，使SCR入口煙氣溫度在340～360℃，以滿足催化劑運行溫度的需要。工程同步將管式空預器更換為回轉式空預器。

省煤器改造方案:將現有省煤器改造成擴展式省煤器，增加省煤器換熱面，這種方案改動較大;將省煤器恢復為出廠時的省煤器結構設計，在原有結構基礎上進行改造，這種方案的特點是改造范圍較小，節省投資。本工程采用后一種方案，改造方法是將原管式空預器熱段下面的低溫段省煤器移到后煙井 (本工程后煙井有改造空間)，給水管路相應調整，由于恢復省煤器結構設計后，原有后煙井煙道出口位置需要下降3 m，因此將省煤器出口煙道位置相應下移3 m，SCR入口煙道在鍋爐尾部K4立柱外側1 m位置處與省煤器出口煙道對接。

空預器改造方案:本工程增加SCR裝置后，空預器須考慮防腐措施。由于管式空預器冷端內壁涂搪瓷的工藝實現起來比較困難，且涂搪瓷后的效果很難保證。因此，為保證脫硝改造后機組運行的穩定性，有效解決空預器冷端可能出現的低溫腐蝕或堵塞問題，本工程將管式空預器改造為回轉式空預器。改造時冷段元件采用NF型或L型零碳鋼鍍搪瓷板，冷段元件高度按計算結果確定，并留有一定的裕度，以提高防止硫酸氫銨沉積與耐腐蝕能力。冷熱段均設吹灰裝置，熱段采用蒸汽吹灰器，冷段采用雙介質吹灰 (高壓水+蒸汽)。采用以上措施后，可有效避免腐蝕和堵塞問題的發生?；剞D式空預器換熱元件采用防堵灰板型，將漏風度控制在7%以下。

3.3 引風機改造

該工程每臺爐配備2臺離心式引風機，由于機組已運行20年以上，雖然多次對引風機進行過檢修，但目前仍存在軸瓦溫度過高、振動較大等問題。為驗證引風機出力，在機組處于最大運行負荷工況下，對引風機出力進行了測試，結果見表3。

表3 引風機測試結果

由表3可以看出，引風機入口實際煙氣量已超出設計值，且擋板開度已全開，引風機已達最大出力。因此為滿足脫硝改造要求 (改造后脫硝裝置約增加1 000 Pa阻力)，引風機必須同步進行增容改造。本工程可采用調整葉輪直徑、提高風機轉速的方式進行改造，并對引風機基礎進行加固處理。引風機改造工期約60 d，在機組停爐檢修期間可完成增容改造。

4 結束語

本項目200 MW機組煙氣脫硝改造難度很大，加之電廠地處市區，在改造中需要將脫硝改造與鍋爐原有設備進行綜合考慮。隨著國家環保政策的逐步嚴格，國內200 MW機組將陸續進行煙氣脫硝改造。本項目通過對電廠內外部條件的綜合分析，提出了可行的改造方案，可滿足國家環保排放標準，實現節能減排。

［1］GB13223—2011，火電廠大氣污染物排放標準［S］.

［2］HJ562—2010，火電廠煙氣脫硝工程技術規范:選擇性催化還原法 ［S］.

［3］李振宇，劉世坤.最新燃煤電站SCR煙氣脫硝工程技術應用指南［M］.北京:中國電力出版社，2009.

［4］王義兵，孫葉柱，陳 豐，等.火電廠SCR煙氣脫硝催化劑特性及其應用［J］.電力環境保護，2009，25(4):13－15.