贵溪电厂300MW 机组脱硝改造工程可行性研究

韩昀 杨世极 刘俊

（1重庆远达烟气治理特许经营有限公司 重庆 400060 2西安热工研究院有限公司 陕西西安 710032 3中煤科工集团重庆研究院有限公司 重庆 400037）

贵溪发电有限责任公司（以下简称“贵溪电厂”）2×300MW机组锅炉当前NOx排放浓度约430 mg/m3~600mg/m3（标态，6%O2，5%NO2），电厂拟采取措施进行氮氧化物减排治理，并就此委托西安热工研究院有限公司进行2×300MW 机组锅炉脱硝改造工程的可行性研究[1]。

1 项目概况

贵溪电厂二期2×300MW机组位于江西省贵溪市城东，信江北岸，距城区老街2km。本工程建设规模是2台300MW机组建设脱硝装置，其中，还原剂储存及制备区在电厂现有的2×640MW机组的液氨储存与制备区进行扩容，成为全厂2×640MW+2×300MW机组的公用系统。

2 锅炉概况

贵溪电厂2×300MW 机组锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司生产的型号为DG1025/17.4-Ⅱ4的亚临界压力、中间一次再热、四角切圆燃烧、自然循环汽包锅炉。锅炉采用平衡通风、中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统。单炉膛п 型、固态排渣、全钢结构、全悬吊、炉顶带金属防雨罩布置。

3 脱硝工程设计

3.1 设计参数与性能要求

脱硝装置必须满足机组正常运行负荷要求，能适应130~300MW范围的负荷波动。SCR装置按照满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）NOX排放浓度低于200mg/m3进行设计。

根据摸底试验煤质资料、BECR工况下，锅炉省煤器出口烟气量约937810m3/h（标态、湿基、实际氧）。同时，根据锅炉设计资料，BECR工况下，在原锅炉设计煤质省煤器出口烟气量约为881882m3/h（标态、湿基）。因此，建议采用937810 m3/h（标态、湿基、实际O2）或968289 m3/h（标态、干基、6%O2）作为脱硝装置设计入口烟气量。

3.2 工程总体布置

脱硝改造工程的布置主要包括SCR反应器系统及脱硝还原剂公用系统等两部分。脱硝改造工程的总体布置应力求对主机的影响最小，因地制宜，充分利用地形条件，考虑施工条件，并满足《火力发电厂总图运输设计技术规程》（DL/T5032-2007）[2]，《火力发电厂烟气脱硝设计技术规程》（（DL/T5032-2007）[3]等规范及劳动安全与工业卫生防范的有关要求。工程布置宜合理，做到工艺流程顺畅，物流方便，符合厂区的总体规划和要求。

4 低氮燃烧改造

4.1 改造背景

贵溪电厂二期锅炉燃烧系统采用了早期的水平浓淡燃烧器和紧凑型燃尽风，在原始设计中着重考虑燃烧稳定性、安全性、高燃烧效率的基础上提高锅炉效率，这种集中送风富氧强化燃烧的设计是为了提高烟煤的着火燃尽，但会导致锅炉NOx排放浓度较高。在原锅炉设计中，（1）燃烧器虽然采用了水平浓淡浓缩器，煤粉的浓淡分离有利于煤粉的及时着火和稳燃，同时兼顾降低NOX的生产，但是早期的一次风喷口未将水平浓淡浓缩器分离后的浓煤粉和淡侧气流分别送人炉膛，在炉内燃烧的过程中淡侧气流过早的与浓煤粉混合，降低了浓淡分离的效果；（2）从燃烧器的配风布置来看，一二次风相间交替布置，二次风与一次风及时混合，及时补充燃烧用空气，能达到强化燃烧，满足锅炉燃烬的要求。

因此，贵溪电厂机组锅炉燃烧系统采用的燃烧器布置及配风方式，是造成NOX排放量较高的主要原因，归纳为以下三个方面：（1）锅炉燃烧器配风包括一次风、二次风和原顶二次风（OFA）喷口形式和炉内空气动力场的组织，已不能适应更低NOX排放的要求；（2）原顶二次风（OFA）风量低，主燃烧器区域化学当量比较高，炉内空气分级燃烧程度有限；（3）未设置专门的分离型OFA风，原顶二次风（OFA）与主燃烧区域拉开距离不够，还原区高度较小，煤焦粒子在还原区的行程和驻留时间不够。

4.2 改造目标

在当前的燃煤条件和燃烧系统下，采取新型的低氮燃烧技术改造后，可实现如下性能指标：（1）锅炉NOx排放浓度不高于300mg/m3，CO含量不大于100μL/L；（2）不降低锅炉效率和低负荷稳燃特性，不恶化炉膛结渣和高温腐蚀；（3）不改变锅炉汽温调节方式，不增加炉膛出口两侧烟温偏差；（4）锅炉过、再热汽温和过、再热器减温水量维持现有的水平。

4.3 改造方案

为了在煤粉燃烧过程中控制NOx生成量，需要在炉内整体空间实施空气分级燃烧，而为了不降低煤粉的着火稳燃和燃尽，则还需采取新型高效浓淡燃烧器，提高一次风粉流量分配的均衡性和燃尽风与上游烟气的混合均匀性。基于以往工作经验，针对贵溪电厂二期锅炉的低氮燃烧改造方案如下：

4.3.1 改造方案中的DBC-MDSS燃烧器仍为四角布置、切圆燃烧方式，采用上下浓淡垂直分离直流式煤粉燃烧器，除微油点火煤粉燃烧器和底二次风外，其余喷口采用摆动式设计，调整原OFA顶二次风标高位置和数量，并新增布置两层分离式燃尽风调风器。炉膛四角燃烧器的安装中心线在炉膛中心形成大小两个假想切圆，主二次风和一次风淡相气流在此形成逆时针的主气流旋转，浓相一次风反切一定角度在炉膛中心形成顺时针小假想切圆，部分二次风（侧边风）正向偏转一定角度喷入炉膛。炉膛中心的假想切圆直径保持原来的Φ772mm和Φ681mm，燃烧器安装中心线与侧墙水冷壁的夹角保持原来设计的44°和48.5°。

4.3.2 综合考虑燃烧稳定性和结焦安全性，每组中的一次风喷口间距适当调整，二次风喷口根据新喷口的布置型式、结构和风量的调整重新设计更换，新增加布置的分离式燃尽风喷口与主燃烧器适当拉开布置。燃烧器一、二次风布置方法采用传统的典型布置方案，有利于稳燃和煤粉的燃尽，控制炉渣可燃物含量。另外四层一次风煤粉燃烧器采用DBC-MDSS燃烧器，抑制NOX的生成，强化已生成NO的还原反应，降低NOX排放总量。

4.3.3 每角燃烧器仍布置一层微油煤粉直接点火燃烧器，实现煤粉直接点火。同时仅保留2层燃油装置，主油枪出力不变，油枪雾化方式不变，电厂可根据锅炉启动时的升温、升压的情况，决定投入主油枪的数量，从节油点火的角度出发，可调整主油枪的出力。原燃油系统可以保持不变。

4.3.4 原燃烧器火检设备不需改动，改造设计油、煤火检共需28套（20个煤、8个油），原设计油、煤火检共32套，可以利旧回用，改造设计仅重新火进行检开孔定位，并提供配套定位安装直管，相应火检管路系统及附件也可以不改动。

4.3.5 燃烧器需整体更换，重新设计燃烧器各风室、导流板和入口风门挡板，并更换二次风喷口，更换新型的一次风喷口和DBC-MDSS燃烧器；燃烧器仍保留原有的与水冷壁法兰固定连接方式，燃烧器与水冷壁在热态时相对滑动；新增燃尽风调风器也采用与水冷壁法兰固定连接方式，故锅炉该区域角部水冷壁应做相应改造。

4.3.6 所有燃烧设备的荷重及与燃烧器连接的风粉管道传递的荷重全部有水冷壁承担。

4.3.7 在主燃烧器LOFA喷口上方增加布置分离式HOFA燃尽风喷口，燃尽风占炉膛总风量的比率可达到25%～30%。

4.3.8 低位燃尽风LOFA采用逆时针切圆布置，低位燃尽风同中组燃烧器共用风箱，可垂直上下摆动±30°；高位燃尽风喷口可垂直上下摆动±15°，同时预置水平反切15°，以减小烟气残余旋转程度，从而减小炉膛出口两侧的烟温偏差和气温偏差。为适应煤质变化和锅炉负荷变化对炉膛出口烟温偏差的影响，增加燃烧器消除烟气残余旋转的调节手段，设计中高位燃尽风喷口还可手动水平摆动±10°，喷口反切调节范围从5°～25°可调，用以调节燃尽风对烟气残余旋转的影响程度和与烟气的混合均匀度，提高煤粉的燃尽效率。

5 SCR 改造

一套完整的SCR系统包括：催化剂、反应器、氨气制备系统、氨喷射与混合系统及监测系统等。SCR系统需要根据机组条件（煤质、炉型、烟气参数、负荷率等）、催化剂的受限因素（烟气痕量气态物质、飞灰含量及特性、烟气温度范围、酸露点）及性能要求（脱硝效率、压降、氨逃逸、催化剂使用寿命）等，对反应器系统（烟道、灰斗与顶部结构、氨喷射混合系统、催化剂结构与布置、吹灰器）等进行合理设计[4,5]。

对于高灰型SCR工艺（图1），煤种矿物组成决定了省煤器出口的烟气参数，直接影响到脱硝装置的运行条件。为此，需要借鉴其它案例经验，针对燃料特性，对工艺的设计与选型进行针对性考虑。SCR装置的入口烟气参数如下：

（1）煤种灰含量较高，理论计算烟气中的飞灰浓度约为20g/m3~50 g/m3，平均约为40g/m3。飞灰粒径小于38.47μm的颗粒体积含量大于75%，粒径平均值约为26.14μm。本工程的飞灰具有粒度小、硬度大、粘性高的特点；（2）飞灰中的碱土金属氧化物（CaO与MgO）含量约为5%，SiO2与Al2O3含量之和约80%；（3）可溶性碱金属盐（K，Na等）的碱性比NH3大，碱金属盐与催化剂活性成分反应，造成催化剂的中毒。在燃煤锅炉中，碱金属盐大都是难溶性的，碱金属对催化剂的毒化较小；（4）空预器入口中烟气的SO2排放浓度约为700μL/L~1450μL/L，假设炉内约有1.0%的SO2转化为SO3，则SO3含量7μL/L~15μL/L；（5）固态排渣炉烟气中的气态砷含量很低，可不予考虑催化剂砷中毒的影响；（6）省煤器出口烟气合适，达311℃~365℃，能满足目前常规脱硝催化剂的活性温度要求。

图1 高灰型SCR 工艺系统

6 结论

6.1 锅炉燃烧系统采用四角切圆燃烧方式，NOx排放浓度达430 mg/m3~600mg/m3，为实现低于200mg/m3的NOx控制目标和综合脱硝效率70%的要求，从技术、投资、运行成本、安全、远期扩容、煤种适应能力及厂区现有条件等多角度考虑，建议采用LNB+SCR的脱硝改造技术路线。

6.2 采用LNB+SCR脱硝改造路线，首先通过LNB控制炉膛出口NOx到300mg/m3以下，利用49%脱硝效率的SCR装置将NOx由350mg/m3控制到178.5mg/m3。SCR工艺采用高灰型布置，按“2＋1”模式布置催化剂，设蒸汽吹灰器和声波吹灰器，不设反应器旁路和省煤器旁路。

[1]杨世极.贵溪电力有限责任公司2×300MW机组脱硝改造工程可行性研究报告[R].2012.

[2]中华人民共和国国家发展和改革委员会.火力发电厂总图运输设计技术规程DL/T5032-2007[S].2007.

[3]国家能源局.火力发电厂烟气脱硝设计技术规程DL/T5032-2007[S].2007.

[4]刘学军.SCR脱硝技术在广州恒运热电厂300MW 机组上的应用[J].中国电力,2006,39(3):86-89.

[5]高岩,栾涛,彭吉伟.燃煤电厂真实烟气条件下SCR催化剂脱硝性能[J].化工学报,2013,64(7):2611-2618.