600 MW超臨界機組脫硝系統超低排放改造方案研究

卿紅梅 康科偉

(浙能樂清發電有限責任公司，浙江 溫州 325609)

600 MW超臨界機組脫硝系統超低排放改造方案研究

卿紅梅 康科偉

(浙能樂清發電有限責任公司，浙江 溫州 325609)

基于目前存在的環境問題和火電廠大氣污染物的排放標準，對樂清發電廠600 MW超臨界機組脫硝系統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”節能減排綜合性工作方案》中規定，到2015年，全國NOx排放總量比2010年下降10%，而浙江規定全省NOx排放量要削減18%。環保部HJ562—2010《火電廠煙氣脫硝工程技術規范——選擇性催化還原法》作為火電廠煙氣脫硝工程的規范，其規定：SCR脫硝系統應能在鍋爐最低穩燃負荷(一般為35%BMCR)和BMCR之間的任何工況下持續安全運行。且最新的GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》規定：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，并能在最低穩燃負荷至BMCR間任何工況下投運脫硝系統，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，采用上海鍋爐廠超臨界參數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、固態排渣、全鋼懸掛結構П型、露天布置燃煤鍋爐。鍋爐燃燒系統采用中速磨冷一次風直吹式制粉系統設計，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，并實現最低穩燃負荷至BMCR間任何工況下投運脫硝系統。

2 機組現有煙氣環保設施及排放情況

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，脫硝設施運行穩定。從排放指標看，氮氧化物滿足重點區域排放標準要求(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——脫硝系統提效

3.1 原有SCR脫硝系統及鍋爐低氮燃燒系統簡介

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，經過脫硝裝置后，煙氣接入空預器。配有煙氣系統、SCR反應器吹灰系統、氨空氣混合及噴射系統等。系統設計脫硝效率為70%。脫硝SCR反應器及煙道布置在鍋爐省煤器外側，一、二次風機及其煙道上方。

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

3.2 脫硝系統實際運行情況簡介

據樂清電廠#1、#2機組2013年以來的實際運行數據，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臺機組脫硝系統有很好的穩定性，脫硝效率基本穩定地保持在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系統按照85%效率進行設計。

樂清發電廠#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氨氣調節閥即可。

3.4脫硝裝置在最低穩燃負荷至BMCR間任何工況下投運的技術措施

根據樂清#1、#2機組的設計煤種，SCR脫硝裝置最低連續運行溫度為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 ℃范圍內比較適合。

樂清電廠鍋爐最低穩燃負荷為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。該方案整體來說簡單可行，但實施后會對鍋爐的效率產生一定的影響。

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，調節旁路煙道上裝設的煙氣調節擋板控制煙氣溫度。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布置簡單、煙溫調節靈活，可保證脫硝裝置在鍋爐最低穩燃負荷至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，會導致積灰打不開，這將成為檢修疑難點，而且煙氣側的阻力會稍有增加。

綜上所述，省煤器分級技術措施相比較優，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，并實現最低穩燃負荷至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電廠4×1 000 MW機組上的應用[J].電力環境保護，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。