200 MW燃煤機組脫硝超低排放改造方案研究*

張立娟 馬曉輝 劉立

(中鋼集團天澄環?？萍脊煞萦邢薰?武漢 430205)

*基金項目：湖北省技術創新專項資助項目(2019ACA158)。

0 引言

面對國內日益嚴峻的環保形勢，國家發展和改革委員會、生態環境部、國家能源局于2014年9月12日聯合發布了“煤電節能減排升級改造行動計劃(2014—2020 年)”。該計劃要求，“十三五”期間，火電廠大氣污染物控制將全面實施超低排放，燃煤電廠排放的大氣污染物質量濃度接近“燃氣輪機組排放限制”，即煙塵、二氧化硫、氮氧化物3項指標的排放限值分別為5、35、50 mg/m3[1]。

某電廠200 MW鍋爐機組于2014年進行了SCR脫硝改造，使鍋爐氮氧化物排放質量濃度小于100 mg/m3。為實現新的環保排放要求，該電廠擬對機組實行超低排放改造，本文對實施過程中的工程問題進行了研究。

1 某電廠SCR系統現狀

某電廠200 MW鍋爐脫硝工藝采用低氮燃燒+選擇性催化還原脫硝(SCR)工藝，采用高灰型SCR布置方式，即SCR反應器煙氣引出在鍋爐省煤器出口和空預器之間，布置在空預器的上方，無SCR煙氣旁路。每機組鍋爐配2臺SCR反應器，每臺反應器設2層催化劑(平板式)，選用液氨作為還原劑。在設計煤種及校核煤種、鍋爐最大連續出力工況、處理100%煙氣量、布置2層催化劑條件下脫硝效率不小于80%，排放質量濃度≤100 mg/m3。機組設計連續操作溫度為320～420 ℃，在該溫度區間內，脫硝效率不低于80%。SCR設計參數見表1。

表1 SCR設計參數

安裝2層平板式催化劑(V2O5-MoO2/WO3-TiO2)，共布置128個催化劑模塊，節距>7 mm，催化劑初裝體積量278 m3。機組催化劑設計參數詳見表2。

表2 催化劑設計參數

現有氨區系統為2臺鍋爐公用，按照1#爐BMCR工況氨耗量128 kg/h，2#爐138 kg/h設計。氨區設計規模為： 儲存能力，60.0 m3液氨；供氣規模，液氨平均蒸發量254.8 kg/h，最大蒸發量267.6 kg/h，設置2套液氨蒸發器，每套按照2臺鍋爐BMCR工況下100%還原劑容量設計，1用1備。用于稀釋氣氨的稀釋風機選型參數為：Q=3 440 m3/h(濕)，P=5 500 Pa,N=11 kW。

現有SCR反應器設計為“2+1”催化劑層配置，已安裝2層催化劑，脫硝系統催化劑為板式催化劑，于2014年6月投入使用。現有脫硝系統出口NOx質量濃度仍可長期連續穩定地保持在100 mg/m3以內。SCR下游管式空預器有局部堵灰情況。

2 超低排放改造需考慮的因素

通常情況下，SCR脫硝系統超低排放改造需要考慮以下因素[2-4]：

(1)低氮燃燒技術(LNB)是從NOx產生階段開始進行燃燒控制，可以從源頭就大大抑制和減少鍋爐燃燒過程中NOx的產生，燃燒控制能減少20%～50%的NOx生成，不占地、費用較低，且大大降低了后續污染物控制設施的投資規模和運行費用。因此老鍋爐的脫硝改造應該優先考慮鍋爐的低氮燃燒改造。

(2)將NOx排放質量濃度控制到50 mg/m3以內后，日常運行中脫硝系統出口NOx質量濃度波動可能為20～50 mg/m3，這就意味著脫硝效率通常由目前的80%提高到90%～94%，SCR反應器在高效率下運行時，不僅需要增加催化劑用量，同時對脫硝系統入口NH3與NOx混合均勻性要求明顯提高，以避免NOx排放超標和防止過量噴氨。

(3)增加催化劑用量，會造成催化劑的整體SO2氧化率提高，脫硝系統出口SO3質量濃度增大，加劇空氣預熱器硫酸氫銨堵塞的風險。

(4)為達到出口排放穩定達標的要求，優化控制策略，在脫硝出口NOx測量滯后性很大的情況下，仍能夠對脫硝出口NOx進行有效控制。能夠在保證控制系統投入自動的前提下，減小NOx波動。穩態工況要求控制波動范圍不超過±5 mg，動態工況波動幅度不超過±10 mg。

(5)超低排放改造后，由于噴氨量的增加，再加上原有噴氨格柵噴氨的均勻性不能滿足要求，可能導致SCR反應器出口 NOx濃度分布均勻性較差，出口 NOx濃度沿寬度和深度方向有較大變化，進而有可能出現SCR 出口NOx平均值與煙囪排煙NOx偏差較大的情況，需要對出口CEMS進行改造。

3 改造方案及效果

鍋爐在進行SCR脫硝改造時同步進行了低氮燃燒改造，將NOx排放值由原來的900 mg/m3降至500 mg/m3再進行SCR脫硝，低氮燃燒改造達到設計值，控制方面已對PID進行了優化，在控制策略方面，對脫硝與鍋爐負荷，低氮燃燒以及脫硫除塵進行了協同控制。故而此次超低排放僅需要考慮加裝催化劑，對噴氨系統進行優化及對出口CEMS進行改造。

3.1 現有噴氨系統優化

為適應超低排放精確控制要求，現有氨噴射及混合設施需進行優化。擬以出口NOx濃度分布不均勻度指標來調節噴氨格柵支管的調節閥開度，提升氨混合的均勻性，并使之與煙氣中氮氧化物濃度分布相匹配。

SCR脫硝系統的反應器布置在鍋爐省煤器出口和空預器入口之間，無SCR煙氣旁路。每臺機組鍋爐配2臺SCR反應器(SCR反應器A/B)。本試驗對A、B反應器單獨進行測試。在試驗過程中為了保證試驗數據的一致性，不可隨意更換燃煤，不可隨意投切焦爐或高爐煤氣。試驗預備工作完成后，按圖1所示流程進行試驗。

試驗的測試位置位于SCR反應器出口、空預器入口的后墻側煙道，如圖2所示。利用出口煙道上預留的人工測孔進行采樣，測孔編號從靠近鍋爐中心線兩側開始對稱向兩側編號。每臺反應器各7個測孔[5]，采樣點規劃按照網格法，各測孔濃度值取該測孔采樣點的平均值。測孔編號及采樣點如圖3所示。

圖1 試驗流程

圖2 噴氨系統優化試驗測點位置示意

圖3 測孔及采樣點位置示意

試驗調整的位置位于SCR反應器進口噴氨格柵上的手動節流調節閥，節流閥開度0°～90°。A側噴氨格柵共12個節流閥，從固定端至擴建端依次編號。B側噴氨格柵共12個節流閥，從固定端至擴建端依次編號。

SCR裝置出口NOx場分布的不均勻度[6]Vk由下列公式定義：

A、B側反應器出口初始NOx分布場的不均勻度分別為28.64%和102.28%，均未達到設計值20%，根據對應區域數據調整支管調節閥開度，最終A、B側反應器出口NOx分布場的不均勻度分別降至7.84%和13.82%,達到設計要求。

3.2 現有脫硝出口CEMS改造

遵照《固定污染源煙氣(SO2、NOx、顆粒物)排放連續監測技術規范》(HJ 75—2017)要求，CEMS擬安裝點位需滿足前直管段長度不小于煙道當量直徑的4倍，后直管長度不小于煙道當量直徑的2倍，當不滿足此要求時應保證前直管段大于后直管段。該工程脫硝出口CEMS安裝位置因條件限制不能滿足《固定污染源煙氣(SO2、NOx、顆粒物)排放連續監測技術規范》(HJ 75—2017)要求，煙氣取樣一般不具備代表性。因而需采用一套CEMS系統多探頭方式取樣更具備取樣代表性，能有效地克服煙道中煙氣流場不均的情況，脫硝出口CEMS采用多點方式取樣。脫硝出口CEMS小間利舊。

采用多點式取樣，確保NOx分析儀量程、精度滿足超低排放要求。對脫硝系統出口CEMS進行改造，將原系統單探頭采樣方式改造為三探頭取樣方式，即每套CEMS系統均在平臺測點處安裝3個采樣探頭，分別通過采樣伴熱管線送至預處理系統機柜內，且進行獨立伴熱、除水、除塵等設計，進行以上處理后將3路采樣氣體均勻混合后再進行總混合，送至分析儀進行分析測量，以保證煙氣在線分析的代表性和準確性，符合脫硝CEMS環保要求。

3.3 工藝各部分說明

為經濟有效地實現本工程200 MW機組NOx超低排放，采用利舊原有兩層催化劑并增加備用層催化劑的方案，脫硝裝置整體性能可滿足SCR出口NOx質量濃度穩定控制在50 mg/m3以下，新舊共3層催化劑化學的整體化學壽命約24 000 h。脫硝改造工程的基礎設計參數和性能要求見表3。

表3 催化劑設計煙氣參數與性能要求(BMCR工況)

3.3.1 新裝催化劑選型與設計

催化劑的選型和設計受煙氣溫度、脫硝效率、飛灰特性及煙氣參數等因素的影響，需要綜合考慮。本工程SCR裝置現役催化劑型式為平板型，節距7 mm，壁厚0.8 mm，每層布置32個模塊(深和寬為4 mm×8 mm)，投產近3年來，運行狀況良好。按照性能衰減曲線 ，目前催化劑活性K/K0約為0.8。

結合本工程以上實際運行狀況，新增備用層催化劑體積為96.42 m3。改造后共投運3層催化劑，單臺爐系統阻力增加約200 Pa。新加裝催化設計參數見表4。

表4 新裝備用層換催化劑技術參數

3.3.2 配套設備核算及改造

根據本次設計煙氣參數的調整和脫硝效率的調整，核算原有脫硝稀釋風機風量、壓頭是否滿足本次脫硝提效的要求。此外對氨區的液氨蒸發器蒸發能力進行核算。確保液氨蒸發器能力滿足2臺爐的氨供應的要求。加裝備用層催化劑后，需相應安裝備用層催化劑聲波吹灰器。

(1)稀釋風機核算。SCR區設2臺稀釋風機(1用1備)，額定所需稀釋風流量為3 440 m3/h，壓頭為5 500 Pa，原有稀釋風機風量裕量為36.8%，壓力裕量為8.8%，詳見表5。超低排放改造后，額定所需稀釋風流量為3 922 m3/h，壓頭為5 500 Pa。改造后，稀釋風機風量裕量滿足要求，無需擴容。

表5 9-26 No5A性能參數表(標態下)

(2)液氨蒸發能力核算。現有氨區系統按照每臺爐BMCR負荷氨耗量128 kg/h設計。氨區設計規模為：儲存能力，60.0 m3液氨；供氣規模，液氨平均蒸發量254.8 kg/h，最大蒸發量267.6 kg/h，設置2套液氨蒸發器，每套按照2臺鍋爐BMCR工況下100%還原劑容量設計，1用1備。NOx超低改造后，脫硝效率達到90%，每臺爐最大氨耗量增至156.7 kg/h。可采用提升水浴溫度的方式，提升現有液氨蒸發器的蒸發能力滿足新的效率下氨耗量增加的要求，無需對原有液氨蒸發器結構進行調整或是改為一對一無備用方式運行。采用提升水浴溫度的方式，提升現有液氨蒸發器的蒸發能力的方式是目前電廠對現有液氨蒸發器蒸發能力提升的最簡便有效的方式，本次改造建議采用此種方式即可。

(3)新增聲波吹灰器。采用與前兩層聲波吹灰器相同的布置形式，備用層催化劑每層新增3臺聲波吹灰器，共計新增聲波吹灰器6臺。

(4)電氣及控制部分。本次脫硝改造氨區設備未作調整，SCR區用電設備新增6臺聲波吹灰器，無新增電動機設備。聲波吹灰器由現有熱控電源箱的備用回路和熱控電源箱改造新增開關供電。經核算熱控電源箱總開關容量滿足新增聲波吹灰器后容量要求，無需更換。

因無新增其它設備，脫硝氨區及SCR區MCC段無需改造。此外無新增照明及檢修等設施。防雷接地及電纜敷設也無變化。

3.4 超低排放改造前后效果

超低排放改造前后同期排放值對比圖如圖4 所示。

圖4 超低排放改造前后同期排放值對比

4 結語

針對某電廠200 MW鍋爐機組脫硝系統超低排放改造工程中各項影響因素進行了全面分析研究，提出了改造措施，排放數據對比表明，各項措施切實有效，保證了超低排放的要求。

催化劑入口處氮氧化物分布與氨分布不匹配是影響脫硝效率的重要因素，這兩者的濃度分布又隨鍋爐負荷、催化劑堵灰情況及噴氨格柵支管及噴口堵灰情況的變化而變化，電廠應定期進行噴氨熱態調整優化，以保證機組運行的安全性與經濟性。