300MW火电机组加装脱硝装置改造

李 艳

(中电投吉电股份浑江发电公司,吉林 白山 134300)

随着吉林省火电机组总装机容量的快速增长,减少污染物排放、保护大气环境已成为制约火力发电厂生存与发展的重要因素之一。白山热电有限责任公司2×300 MW热电联产机组,采用石灰石-石膏湿法脱硫,原设计机组无脱硝装置,锅炉最大蒸发量(BMCR)工况下省煤器出口烟气中NOx质量浓度达到 600 mg/m3,烟气量995 436 m3/h,出口烟气中NOx排放浓度将无法满足 GB 13223— 2011《火电厂大气污染物排放标准》NOx排放100 mg/m3的限值要求,必须加装脱硝装置及进行相应设施改造。

1 机组现状及脱硝工程方案选择

1.1 机组现状

白山热电有限责任公司 2×300 MW机组已经安装了低氮燃烧器,原设计的NOx排放质量浓度为400 mg/m3,但由于燃煤挥发分含量约 20.55%(低于25%),锅炉热风送粉系统的三次风为厌氧环境及大氧量燃烧,影响低氮燃烧器的效果,实际排放质量浓度为 600 mg/m3,远高于新标准 100 mg/m3的限值。

1.2 脱硝工程方案的确定

1.2.1 低氮燃烧器改造

根据国内已采用低氮燃烧技术的火电机组的实际运行情况,目前 NOx排放质量浓度已达到不大于到300 mg/m3的水平,但仍高于 GB 13223— 2011的限值要求。

选择性催化还原(SCR)烟气脱硝技术即在300～420℃的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂,在催化剂的作用下与烟气中的 NOx发生选择性催化还原反应生成N2和H2O。SCR烟气脱硝技术具有脱硝效率高,技术成熟可靠,应用广泛,经济合理,适应性强,适合于煤质多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感区域的燃煤机组。脱硝效率一般可达 80%～90%,可将 NOx排放质量浓度降至100 mg/m3以下。

1.2.2 低氮燃烧+SCR技术

低氮燃烧+SCR技术是在改造低氮燃烧器的基础上,在空气预器热后安装 SCR脱硝装置,并采用“高含尘布置方式”,催化剂层数按“2+ 1”布置。氨区综合考虑机组的需求,设计成一个公用系统。在燃用设计煤种、锅炉BMCR工况、处理100%烟气量的条件下,脱硝效率不小于80%,反应器出口NOx排放质量浓度不大于 80 mg/m3。

低氮燃烧器+SCR方案与 SCR改造方案相比,采用低氮燃烧器+SCR改造方案,平均每年可节省运行费用261.78万元,约8年可回收初始投资费用,且能稳定达标排放。因此本项目选择低氮燃烧改造+SCR脱硝方案。

2 SCR技术特点及还原剂选择

2.1 技术特点

SCR技术是日前世界上主流的烟气脱硝工艺,作为一种成熟的深度烟气NOx后处理技术,适用于新建机组或在役机组改造。但催化剂在与烟气接触过程中,受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞与磨损等因素的影响,其活性逐渐降低,通常 3～4年增加或更换一层催化,废弃催化剂,系统运行会增加锅炉烟道系统阻力 900～1 200 Pa,增加空气预热器入口烟气中 SO3浓度,并残留部分未反应的逃逸氨气,两者在空气预热器低温换热面上易发生化学反应生成N H4HSO4,进而恶化空气预热器冷端的堵塞和腐蚀,因此需要采取抗NH4HSO4堵塞的措施。

2.2 还原剂选择

还原剂的选择是影响 SCR脱硝效率的主要因素之一。还原剂应具有效率高、价格低廉、安全可靠、存储方便、运行稳定、设备占地面积小等特点。目前常用的还原剂有液氨、尿素和氨水。液氨比尿素安全性略低,但按照国家规范和当地环保部门要求,结合本厂有氨源的条件和工程投资运行费用上的较大优势,SCR脱硝还原剂采用液氨。其工艺流程为:液氨储罐输出的液氨在蒸发器蒸发成氨气,并将氨气加热至常温后,送到氨气缓冲罐备用。缓冲罐的氨气经调压阀减压后送入各机组的氨气 /空气混合器中,与来自风机的空气充分混合后,通过喷氨格栅(AIG)喷入烟气中,与烟气混合后进入 SCR催化反应器进行烟气脱硝。

3 SCR脱硝系统整体布置

SCR脱硝系统整体布置包括整体流程布置、氨区、脱硝区、交通运输和管线综合布置等。SCR脱硝区域设置在现有锅炉尾部,利用原有结构,在其上方设置支撑钢架,所有新增的设备均布置在钢架上。SCR脱硝系统包括氨储存制备系统、还原剂供应系统、氨气喷射系统、烟道系统、SCR反应系统(含催化剂)、控制系统等。系统主要设备包括烟道接口、烟道、膨胀节、氨气制备与供应、氨喷射器、导流与整流、反应器壳体、催化剂、吹灰器、稀释风机、在线分析仪表及控制系统等部件。

利用预留 1 350 m场地作为氨区位置,2台机组脱硝共用,并依据相关规范、消防要求进行设计,补充全厂的总平面布置图。

SCR脱硝反应器采用高灰布置,从锅炉省煤器出口标高约26.85 m处引出烟气,进入 SCR反应器后再在标高约 17.84 m处重新返回空气预热器入口。根据锅炉厂房内设备布置紧凑,空间小的特点,脱硝钢框架柱采取直接安装在锅炉后风机房结构柱上的布置方案,脱硝布置图、剖面图按照锅炉后风机房结构柱网设计,并充分考虑现有结构柱网对工艺布置的影响。

4 脱硝装置主要参数

催化剂附加层投运前NOx脱除率不小于 80%,氨的逃逸率不大于 3 mg/kg,SO2/SO3转化率小于1%;

从脱硝系统入口到出口之间(以卖方供货范围为界)的系统压力损失在性能考核试验时不大于930 Pa(设计煤种,BMCR工况,不考虑附加催化剂层投运后增加阻力);系统压力损失不大于1 095 Pa(设计煤种,BMCR工况,并考虑附加催化剂层投运后增加的阻力)。化学寿命期内,对于 SCR反应器内的每一层催化剂,压力损失增幅不超过 20%。

烟气经过导流、混流和整流后,在顶层催化剂入口处,分布均匀性最大偏差:速度为平均值的±15%;温度为平均值的±10℃;氨氮摩尔比为平均值的±5%;烟气入射催化剂与垂直方向的夹角为± 10°。

5 结论

白山热电有限公司 2×300 MW机组脱硝装置采用低氮燃烧+SCR脱硝工艺,适合本厂实际情况、应用广泛、技术成熟、附加影响小、装置结构简单、脱除效率高、运行可靠。在不影响锅炉效率的前提下,NOx排放浓度满足 GB 13223— 2011标准限值要求。 NOx年排放量从 7 000 t左右减至4 000 t左右,排放量减少40%左右。社会效益、经济效益显著。