超低排放脱硝扩容改造技术的应用

宋相吉

（四川电力建设三公司四川内江641005）

摘要:华能东方电厂一期1、2号机组为积极响应国家环境保护部提出的全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造方案，打破我国传统燃煤机组脱硝整体改造工艺，通过脱硝反应器扩容，增大烟气流通面积，原反应器利旧改造，从而降低烟气流速，优化脱硝系统运行条件，进而提高脱硝效率。对脱硝反应器扩容改造进行论述，以期对燃煤机组脱硝改造提供一定的参考。

关键词:超低排放；改造；流通面积；脱硝效率

前言

随着我国国民经济的迅速发展，对环境生态保护也越来越受人们关注。NOx是燃煤电厂排放的主要污染物之一，低NOx燃烧技术己在国内火力发电中得到广泛应用，但在我国，烟气脱硝技术还未充分优化。为了实现节能减排、促进绿色发展、增添民生福祉，扩大投资、促进煤电产业转型升级、相关装备制造业走出去的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，国家环境保护部、国家发展和改革委员会及国家能源局于2015年12月11日印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知。旨在推进煤炭清洁化利用、改善大气环境质量、缓解资源约束。

改造背景

华能海南东方电厂一期1、2号超临界燃煤发电机组，锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次再热、采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。2号机组于2009年12月投产运行。锅炉尾部加装了SCR脱硝装置，催化剂设置为两用一备。

原脱硝反应器系统采用选择性催化还原法（SelectiveCatalyticReduction，SCR）脱硝工艺,催化剂选用蜂窝式催化剂，模块尺寸为1610×1140mm，烟气流速偏高。按照2+1布置催化剂规格为20孔，节距7.4mm，壁厚0.9mm，每层布置40个模块（深和宽为5×8）。2013年9月更换全部两层脱硝催化剂，催化剂为蜂窝式催化剂，20孔设计，设计脱硝效率不低于85%，氮氧化物排放浓度小于75mg/m3。原设计工况处理100%烟气量时脱硝装置入口NOx浓度400mg/m3，在布置2层催化剂条件下每套脱硝装置脱硝效率不小于60%，脱硝装置出口NOx浓度低于160mg/m3，设计催化剂内烟气流速6.7m/s。

改造前脱硝系统运行情况，因燃用非设计煤种，实际脱硝入口氮氧化物浓度最高超过600mg/m3，经燃烧优化调整可将入口氮氧化物浓度控制在500mg/m3以下，但由于实际烟气量超过设计值10%以上，实际烟气量最大可达约249×104m3/h，经计算催化剂内平均流速已超过7.5m/s，远超过设计规范中要求的5-7m/s，目前烟气流速偏高，造成催化剂吹损严重。为满足NOx排放浓度不高于50mg/Nm3的环保要求，因此需对原工程SCR脱硝装置进行改造、完善。

脱硝扩容改造内容

一、SCR反应器增大流通面积改造

本次改造通过修改脱硝区域柱距，在原有脱硝钢架之后，新增一列BO立柱，主要用于支撑吹灰器外挑平台。改造现有SCR反应器布置的钢结构，通过反应器后墙墙板整体后移，反应器截面由9300×8350mm调整至9300×10100mm；原反应器利旧改造，内部催化剂支撑梁相应增加，反应器下部大小头也扩容改造。对反应器的扩容改造，可以增大烟气流通的面积，降低烟气流速，优化脱硝系统运行条件，进而提高脱硝效率。按照CFD计算结果，反应器顶部整流格栅也进行调整。就燃煤电厂脱硝改造工程而言，目前国内少有仅通过增大反应器截面来实现脱硝反应器的扩容改造。

此次改造，反应器催化剂模块布置由8×5调整至8×6，即每层布置48个模块。改造后空塔流速3.89m/s，催化剂内平均流速6.28m/s，更换两层催化剂，满足SCR扩容的要求。SCR反应器扩容改造及烟道布置方案进行数值模拟并优化流场，以确定SCR反应器及进出口烟道的布置方案。对SCR反应器流场均布状况进行了重新评估，调整喷氨混合器、导流、均流等装置完善新扩容后的SCR反应器流场。

为满足超低排放环保要求，需充分考虑本工程用煤煤质特点，燃烧器也相应改为低氮燃烧方式。在保证催化剂使用寿命及其它性能考核指标的前提下选择合适的烟气流速，并据此选择催化剂的截面积，才能获得最佳的防止催化剂堵塞和磨损的效果，保证催化剂孔道流速在6.28m/s以下。

二、氨/烟气混合系统改造

氨/烟气的混合情况对于脱硝系统的效率致关重要，该系统通过喷氨格栅、静态混合器、氨气调节阀组设备调节，确保氨气与空气混合物喷入烟道再与烟气充分混合，达到烟气中的NH3/NOx均匀分布，力求以静态混合系统的最小阻力换取最佳的混合效果。本次改造中，喷氨格栅设置在SCR脱硝装置进口烟道上升段，各个反应器共设置360个喷嘴，沿烟气方向向上喷射。采用先进有效的混合设备来实现NOx与NH3的最佳湍流混合，同时采用CFD辅助设计，以保证SCR反应器入口氨氮摩尔比的最大偏差不大于平均值的±4%，充分考虑到其处于锅炉的高含尘区域的因素，选用耐磨材料并充分考虑防磨保护。保证氨/烟气混合系统具有足够的抗热膨胀及变形能力，新的喷氨装置具备横向和纵向的分区调节功能，为每一个区域的支管设置了手动调节蝶阀，并配置孔板流量计测量装置。

三、烟气旁路改造

在每个SCR反应器入口烟道处，增设了烟气旁路。由于改造前机组满负荷运行时，脱硝入口温度高于设计的365℃，最高达到385℃，极限工况达到390℃，省煤器入口温度555℃，锅炉在35%BMCR负荷时，脱硝装置进口处的烟温最低为270℃，省煤器入口温度430℃。结合锅炉尾部布置空间和受热面布置形式，增加烟气旁路，抽烟口选取在后烟道转向室。改造后35%BMCR工况时，脱硝入口烟气温度达到310℃以上，采用调温挡板与隔离挡板相结合的方式设置挡板门，使进口烟温最高不超过410℃。优化流场设计，保证烟气的均匀性，同时对锅炉排烟温度基本无影响。

四、吹灰系统改造

反应器原蒸汽吹灰器采用的是HXP-5型耙式蒸汽吹灰器。反应器每层布置3台，投运2层蒸汽吹灰器。此次改造中，蒸汽吹灰装置更新改造，新吹灰器选用PSAT/D耙式吹灰器。最下层全部更换新设备，中间层吹灰器利用。同时，每层催化剂设计布置4台SCR声波吹灰器，此次改造全部修复利旧。通过声波吹灰器和蒸汽吹灰器联合作用，充分保证催化剂的流通性。

五、稀释风系统改造

脱硝原配置3台1525m3/h的氨稀释风机，出口压力6kPa，两运一备。前一次改造为3台2500m3/h的稀释风机，但实际运行中稀释风量仍然不足。因此，本次改造更换3台稀释风机，更换后的稀释风机参数风量不低于3435m3/h，压力不低于8kPa，并进行了稀释风管道、风量测量装置、阀门、氨空气混合器等更换，保证喷氨系统的正常运行。

六、灰斗及输灰系统

新设计中，通过重新评估烟气流场，并结合原反应器出口烟道弯头处有积灰情况，综合考虑决定在反应器出口烟道水平段处增设一排气力除灰系统。每个反应器出口烟道布置4个灰斗，2台反应器总共8个灰斗，整体设置一排气力除灰系统，直接将灰输送到电厂灰库。新增的输灰系统采用PLC控制，并纳入现有除尘控制系统进行统一控制。根据国内多个燃煤机组电厂新建或改造工程，在SCR反应器出口烟道增设气力除灰系统是属国内脱硝改造少见。

改造后实际运行状况及减排效果

通过对2号机组脱硝扩容改造后,2017年01月05日机组点火后，脱硝系统投入运行稳定，并顺利完成了168h试运，对脱硝系统各参数进行监测，SCR入口NOX浓度设计值350mg/Nm3，实测值278.8mg/Nm3；SCR出口NOX浓度设计值45mg/Nm3，实测值39.4mg/Nm3（环保要求NOx浓度≤50mg/Nm3）；NH3逃逸设计值≤3ppm，实测值0.73ppm；SCR烟气入口温度设计值385℃，实测值355.6，SCR脱硝效率≥89%，实测值≥91.43%（初装时脱硝效率不低于91.43%）。试运期间，除对O2含量进行了调整试验和性能考核外，各项指标能够达到设计要求。

对脱硝系统的扩容改造，不仅能够满足国家提出的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》中NOx排放浓度≤50mg/Nm3的环保超低排放要求，同时，也为当地的生态环境保护做出应有的贡献。

参考文献

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作者简介:

宋相吉（1990)，男，助理工程师，本科，从事电力建设工程管理工作。