华能福州电厂脱硝改造工程的设计和施工特点

张战锋

(华能福州电厂，福州市 350200)

0 引言

为控制燃煤电厂的 NOx排放［1］水平，我国于2011年9月颁布了GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》［2］。燃煤电厂锅炉的NOx控制技术主要分为炉内低NOx燃烧技术和炉后烟气脱硝技术二大类［3］。炉内低NOx燃烧技术主要通过改变燃烧器的风、煤比例，控制燃烧气氛，利用欠氧燃烧生成的HCN与NH3等中间产物来抑制还原已经生成的NOx。低NOx燃烧技术可采用低NOx燃烧器及选用空气分级、燃料再燃等方法。烟气脱硝技术有选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)、选择性非催化还原(selective non-catalytic reduction，SNCR)及SNCR、SCR混合烟气脱硝技术。目前SCR烟气脱硝技术在国际上应用最为广泛，日本、美国及欧洲等国家和地区的大多数电厂基本都应用该技术。与其他技术相比，SCR脱硝技术投资大、改造施工难度大，但装置结构简单、技术成熟、脱硝效率高、便于维护，系统的脱硝效率可高达95%［3-5］。华能福州电厂脱硝改造工程采用SCR脱硝技术，本文论述该工程的设计和施工特点。

1 华能福州电厂脱硝改造工程概况

1.1 改造工程简介

华能福州电厂一、二期工程各安装2台350 MW燃煤发电机组，分别于1988、1998年建成投产。一、二期工程机组均配置日本三菱公司设计制造的CE型、亚临界参数、强制循环、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、四角切圆燃烧煤粉锅炉。为使新建三期工程2台660 MW机组通过环保达标验收，环保部门要求三期工程同步安装80%效率的SCR脱硝装置，并对一、二期工程中的2台锅炉进行效率不低于70%的脱硝改造。为更好地承担社会责任，电厂计划对一、二期工程的4台锅炉全部进行脱硝改造，一期工程2台锅炉的脱硝改造已于2010年完成，二期工程2台锅炉的脱硝改造将于2012年完成。

本改造工程采用SCR脱硝技术方案，主要特点为:单炉双反应器设置及高灰型布置;反应器布置在省煤器与空气预热器之间的高含尘区域;在燃用设计煤种及校核煤种、锅炉最大连续出力(boiler maximum continuous rating，BMCR)工况、处理100%烟气量条件下，脱硝反应器与还原剂供应系统按脱硝效率不低于70%设计;设置SCR反应器烟气旁路。采用蜂窝式催化剂，按照“2+1”模式布置。一、二、三期工程6台锅炉的脱硝装置共用1个还原剂制备系统、1个储存与供应系统。

1.2 设计参数

本改造工程烟气脱硝设计方案:SCR高灰型布置，还原剂为液氨，每台炉设2个SCR反应器，催化剂为蜂窝式。在锅炉燃用设计煤种、锅炉正常负荷范围(50% ～100%BMCR)、SCR装置入口NOx平均含量为600 mg/m3、烟气入口温度为315～420℃条件下，主要设计参数及性能如表1所示。

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2 一期工程SCR脱硝系统设计及施工特点

2.1 SCR脱硝装置钢结构

SCR脱硝装置钢结构主要承载反应器本体、进出口烟道、灰斗等的荷载，其设计要满足柱网布置及承载要求，并且要考虑反应器截面的长、宽比例及烟气流场特性。

由于烟气脱硝改造工程涉及锅炉原有基础和钢架的荷载变化，因此SCR脱硝装置钢结构应尽可能设计成独立结构，以使传递到锅炉的荷载能减小。

一期工程锅炉建设时并未预留脱硝装置的位置，炉后的空间相当狭小，并且此空间原有很多管道、设备及电缆桥架，给改造工程设计造成很大的困难。SCR脱硝装置支架设计在炉后与电除尘器之间的通道两侧，从炉后至电除尘器方向共设计了3排、12根钢柱。原有炉后与电除尘器通道宽为6.26 m，新建3排钢架后，通道宽不足4 m，并且此区域钢架与电除尘器进口烟道钢柱交错布置显得杂乱。因此，设计时要求将原有电除尘器进口烟道支架拆除，将其荷载由脱硝装置钢架承担。经此处理炉后区域显得整齐、合理了。

2.2 SCR脱硝装置本体

2.2.1 反应器

反应器截面尺寸为12 m×6.9 m，设置在省煤器与空气预热器之间的高含尘段，1台炉设2个反应器，烟气竖直向下流动，在反应器的进、出口均设置灰斗。为减小系统阻力，反应器进、出口均设置导流板。设计时要考虑反应器及其进、出口烟道热膨胀的补偿措施。

2.2.2 反应器旁路

一、二期改造工程均设置了SCR反应器旁路。设置旁路的优点［6］为:

(1)在锅炉启、停过程中保护反应器内部的催化剂。锅炉启、停时工况变化较大，一些易于凝结的烟气成份在催化剂表面结露，可造成催化剂堵塞;低负荷投油燃烧时，未燃尽的燃油会随烟气进入SCR反应器，这部分油很可能粘附在催化剂表面，大量吸附烟气中的灰尘，造成烟尘在催化剂的微孔中堆积，堵塞催化剂，使反应效率降低。因此在锅炉启、停阶段投入SCR旁路，待锅炉升负荷稳定，脱硝系统具备运行条件后再投入SCR反应器，如此可很好地保护催化剂，延长使用寿命。

(2)锅炉运行异常时可保护催化剂。当发生省煤器泄漏、空气预热器水洗，或其他可能导致催化剂损坏的意外事故时，可以投入旁路运行。

(3)方便SCR脱硝装置本体检修。锅炉运行期间，若因反应器内部堵灰或其他故障需要检修时，可打开旁路挡板，切换至旁路运行，无需停炉。

2.2.3 吹灰器

每台SCR反应器的每层催化剂设置3台声波吹灰器和2台蒸汽吹灰器。3台声波吹灰器中的2台布置在SCR反应器宽度方向，1台布置在长度方向。声波吹灰介质为锅炉杂用压缩空气，压力为0.6～0.7 MPa，声波吹灰器在投入顺控自动时，逐一启动各台吹灰器运行，每台、每次运行时间为10 s。采用伸缩式耙式蒸汽吹灰器，2台均设置在反应器宽度方向。吹灰介质为从锅炉吹灰蒸汽母管引出的蒸汽，压力为2.5 MPa、温度为380℃。

2.2.4 灰斗输灰系统

为使吹灰系统简单、易于操作，灰斗输灰系统控制逻辑的设计理念保持与电厂现有真空输灰系统一致，即以真空值控制出灰时间，以电厂的真空风机作为气力除灰系统的动力源，将SCR脱硝输灰系统并入电厂现有真空输灰系统。

2.2.5 脱硝催化剂

选用奥地利CERAM公司生产的蜂窝催化剂，主要成份为 TiO2、V2O5、WO3等，化学使用寿命为24 000 h。催化剂整体成型，节距为7.4 mm;壁厚为0.9 mm。催化剂对于脱硝系统入口烟气温度(315～420℃)有良好的适应性，能承受运行温度420℃(每年至少3次，每次至少5 h)的考验，而不产生任何损坏。催化剂层数按照“2加1”布置，本期安装2层，每层安装42个模块，模块之间设计有防止烟气短路的密封系统。

2.3 还原剂储存和制备系统

脱硝系统还原剂采用液氨，其储存与制备系统包括液氨卸料压缩机、液氨储罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、废水池及废水泵等设备。为确保安全，在氨区设置了消防水系统及事故喷淋系统，并且设有氨泄漏监测仪。为检测液氨储存及供应系统的严密性，在氨区的液氨储罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽等处，备有氮气吹扫管线以及氮气减压供应装置。在液氨卸料及检修之前，通过氮气吹扫管线对相应管道进行严格的氮气置换。

在设计氨站时将一、二、三期工程一并考虑，即全厂3期工程共用1个氨站。一、二期与三期工程各用1套氨区设备，互为备用。为保证电厂运行更方便、维修更简单，一、二期与三期工程的氨系统统一设计，设备厂家、型号等都要一致。氨区的蒸汽、仪用气、工业水等系统采用母管制，在氨气缓冲槽出口分别有3根供氨管道接至3期工程区域，再分别供给每期工程各自的2台炉。

2.4 氨/烟气喷射与混合系统

氨/烟气喷射与混合系统主要有喷氨格栅、静态混合器、氨气调节阀组等设备。该系统的作用是确保氨与空气混合物喷入烟道，与烟气充分混合，达到烟气中的NH3/NO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。要求采用计算流体动力学辅助设计，以物理实体流场模型试验为依据，对喷氨格栅、静态混合器的结构、数量、布置形式进行设计。喷氨格栅设置在SCR脱硝装置进口烟道上升段，每个反应器沿宽度方向设置12路氨喷射管道，每路管道设喷嘴12个，沿烟气方向向上喷射。

3 脱硝工程涉及的设备改造

3.1 烟道改造

锅炉的烟气原从省煤器直接进入空气预热器，加装脱硝装置后，增加了SCR反应器，改变了烟气走向，必须对烟道系统进行改造。因脱硝系统设有旁路，所以烟气系统的改造主要为:在省煤器出口引出SCR脱硝装置进口烟道并安装烟气进口挡板，在空气预热器进口引出SCR脱硝装置出口烟道并安装烟气挡板，将原有空气预热器进口二次风挡板割除替换为脱硝旁路挡板。烟道系统改造工期约35天。

3.2 锅炉钢架加固

由于SCR反应器的进、出口烟道必须穿越锅炉J1排钢架，因此在反应器进、出口烟道位置处的J1排钢架必须拆除或改动。SCR反应器进、出口烟道与锅炉省煤器、空气预热器相连，有部分荷载传递到锅炉钢架，所以必须对原锅炉钢架受力进行校核验算，以确定原锅炉钢架的加固形式及原锅炉钢架基础是否需要加固。

根据哈尔滨锅炉厂的钢架受力验算结果(委托)，锅炉钢架采用在原有钢梁、立柱、斜撑贴焊钢板的基础上进行加固的方案，每台炉加固量约70 t。加固工作在停炉期间进行，加固前先将锅炉钢架处原有的管道、动力及控制电缆改道，总加固工期约35天。

3.3 空气预热器改造

为防止因增加脱硝系统，在空气预热器入口产生的NH4HSO4粘污、堵塞空气预热器冷段受热面，需要对空气预热器受热面形式与材质进行改造。按照西安热工院提交的《福州电厂一、二期脱硝改造可研报告》，一期工程2台炉的空气预热器采用整体更换方案。空气预热器冷端受热面采用碳钢镀搪瓷材料。在投入100名施工人员的情况下，整体更换工期约50天。

3.4 引风机改造

由于增加了脱硝装置，锅炉烟气系统阻力增加，需要增加引风机压头。增加的阻力主要包括SCR反应器(主要为催化剂)阻力、SCR反应器进口和出口烟道阻力、更换空气预热器后所增阻力和空气预热器因堵塞所增阻力。一期工程在使用3次催化剂的情况下，阻力约增加1 kPa。综合各项因素，根据对现有引风机压头余量的核算结果，引风机也采用整体更换方案。

4 几个值得探讨的问题

(1)喷氨格栅采用在反应器进口竖直烟道内沿水平方向单层布置的方式，不利于还原剂沿烟道深度方向均匀分布。建议将喷氨格栅改为双层布置。

(2)SCR脱硝装置入口烟气挡板执行机构为全开全关型，在脱硝系统投入操作中若1次全开，会影响空气预热器的传热性能，使空气预热器出口二次风温急剧下降(2号炉在首次操作中，当SCR脱硝装置入口挡板手摇开大到30%时，空气预热器出口二次风温快速下降60℃)，从而对磨煤机效率及炉膛燃烧工况造成很大影响。建议将SCR脱硝装置入口烟气挡板设计为远方中停结构。

(3)设计时应重视随锅炉膨胀设备的支撑(吊)点的位置。如旁路挡板密封风管支撑点位于锅炉钢架上，显然不合适。

(4)脱硝系统退出约10天，打开人孔门检查，发现SCR脱硝装置入口烟气挡板后的积灰高达1 m多，漏灰容易影响挡板门的开关，并易堵塞氨喷射器的喷嘴。为此建议对入口挡板是否设计成带密封风结构的问题作进一步探讨。

(5)设置旁路挡板后增加了系统的灵活性，同时可在低负荷时保护催化剂。但是，旁路挡板水平布置时要考虑积灰荷载，同时若经长时间关闭后一旦开启，执行机构容易使电气保护动作，并且大量积灰会对空气预热器造成影响。为此建议对设置旁路挡板的必要性问题作进一步探讨。

(6)增加脱硝装置后，为减小NH4HSO4对空气预热器冷端受热面的影响，将冷端受热面改为碳钢镀搪瓷型。在1、2号炉完成改造投入运行后，发现锅炉排烟温度达不到原设计及改造前参数。1号炉A、B空气预热器出口烟温保证值为(124±3)℃，实测值分别为139.2、138.9℃，修正至设计条件后为134.8℃，超标7.8℃。建议对此问题进行探讨。

5 结语

目前国内燃煤机组烟气脱硝改造工作尚处于起步阶段，随着国家对环保要求的日趋严格及电力企业履行社会责任意识的不断提高，在未来几年内，脱硝改造工作将会在现役机组中大力开展。华能福州电厂脱硝改造工程的成功实施，将在设计、施工、试运等方面为燃煤机组的脱硝改造提供经验。

［1］钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程应用［M］.北京:化学工业出版社，2002.

［2］GB 13223—2011火电厂大气污染物排放标准［S］.

［3］张强.燃煤电站SCR烟气脱硝技术及工程应用［M］.北京:化学工业出版社，2007.

［4］于洪，刘慷.选择性催化还原烟气脱硝技术在玉环电厂4×1 000 MW机组上的应用［J］.电力环境保护，2009，25(3):1-3.

［5］付兴金，王海良，孙艺心，等.哈锅SCR脱硝技术在广东德胜电厂的应用［J］.锅炉制造，2010(1):30-32.

［6］程星星，金保升，仲兆平，等.SCR脱硝装置对锅炉系统整体的影响理论分析［J］.锅炉技术，2010，41(2):28-30，52.