600 MW机组NOx超低排放改造方案

张金柱，吉金芳，梁新磊，李娜

(华电郑州机械设计研究院有限公司，郑州　450015)



600 MW机组NOx超低排放改造方案

张金柱，吉金芳，梁新磊，李娜

(华电郑州机械设计研究院有限公司，郑州450015)

某电厂大容量超临界机组NOx排放虽满足环保要求，但NOx脱除存在较大压力，需进一步升级改造。根据燃煤特性及电厂实际情况，对燃烧器进行改造，增设了选择性非催化还原系统，并对该系统进行提效改造。改造后，NOx排放质量浓度低于50 mg/m3，满足超低排放要求，且降低了NOx脱除运行成本。

燃煤；氮氧化物；选择性非催化还原；选择性催化还原；脱硝；超低排放；超临界机组

0　引言

某电厂装机总容量为1 840 MW，一期工程安装2台320 MW国产亚临界燃煤发电机组，二期工程安装2台600 MW国产超临界燃煤发电机组。二期工程2×600 MW机组分别于2011年、2012年投入商业运营，配套有低氮燃烧器、选择性催化还原(SCR)脱硝装置(2+1层催化剂)、电袋除尘器、1炉1塔石灰石-石膏湿法脱硫装置。烟囱出口烟气中SO2质量浓度低于200 mg/m3(标态，下同)，NOx质量浓度低于100 mg/m3，烟尘质量浓度低于20 mg/m3，均满足现行环保标准。为了响应国家号召，对机组进行环保改造以满足超低排放的要求。

1　电厂污染物排放现状

该电厂锅炉均为哈尔滨锅炉厂有限责任公司HG-1970/25.4-PM18型超临界变压运行直流煤粉炉，SCR脱硝装置由哈尔滨锅炉厂有限责任公司总包设计、供货，于2011年建成投运，采用引进日本三菱公司的SCR技术，脱硝装置按“2+1”(2层运行，1层备用)设计，原设计脱硝装置入口NOx质量浓度为550 mg/m3，出口NOx质量浓度低于110 mg/m3，脱硝效率不低于80%。但由于运行中装置进口烟气中NOx的含量较高，且环保要求日益提高，脱硝装置设置2层催化剂已经不能满足环保要求。2015年4月，#4机组脱硝催化剂备用层加装投入运行，脱硝采用“3+0”方式运行。2014年、2015年又对锅炉燃烧器进行了低氮改造，改造后炉膛出口NOx质量浓度降至500～600 mg/m3。通过以上不懈努力，该电厂NOx排放满足国家日趋严格的环保标准，但由于煤质及炉型等先天条件的原因，NOx脱除始终有一定的压力，且随着国家超低排放要求的提出，NOx脱除需进一步进行改造升级。

2　燃烧器改造

锅炉炉膛出口NOx质量浓度与煤质的种类有关，烟煤易于燃尽，有利于低氧燃烧和采用深度的空气分级燃烧，因而对于燃用烟煤的锅炉，如果燃烧系统设计合理，一般NOx排放质量浓度相对较低。贫煤和无烟煤燃尽困难，需要相对较多的氧，因此一般而言，燃用贫煤和无烟煤的锅炉不利于低氧燃烧和采用深度的空气分级燃烧，同时贫煤和无烟煤的着火和稳燃困难，一般都设计采用强化着火措施，这些措施均有利于NOx的形成，所以燃用贫煤和无烟煤的锅炉NOx排放质量浓度相对较高。为了降低改造费用，减少后期项目运行费用，该工程首先进行燃烧器改造,改造方案如下。

保留下层燃尽风燃烧器喷口管屏，中心线标高为34.726 m,将上层燃尽风燃烧器抬高，同时增大上层燃尽风喷口，更换相应的燃尽风燃烧器和喷口管屏。将现有D层主燃烧器改造为最新的低氮燃烧器，调整主燃烧器区一次、二次风喷口面积，更换一次、二次风喷口及一次风喷嘴体、入口弯头等部件，降低NOx及飞灰可燃物的质量浓度。更换现有B层微油点火燃烧器[1]。

一次风部分采用多级筒结构，利用一次风煤粉弯头进行浓淡分离，配合多级筒结构，最终在燃烧器出口处形成中间较浓、外侧较淡的煤粉气流，降低煤粉着火所需要的热量，使煤粉迅速着火，达到稳定燃烧和降低NOx质量浓度的目的；二次风喷口采用较大的碹口角度，延缓二次风与一次风的混合；利用内、外二次风喷口角度及风速差，在喷口外形成环形回流区。

3　增设选择性非催化还原(SNCR)系统

SNCR脱硝技术原理为:使用含氮反应剂在炉膛850～1 150 ℃温度区域内喷入含NO的燃烧产物，以发生还原反应，脱除NO，生成N2和H2O。由于在一定温度范围内且有氧气的情况下，还原剂对NOx的还原反应在所有其他的化学反应中占主导，表现出选择性，因此称之为选择性非催化还原。与SCR相比，SNCR的初投资低，停工安装期短，原理简单，硬件工艺成熟。对于流化床锅炉，典型的SNCR长期现场应用NOx脱除率能达到50%～75%，在煤粉炉上一般达到30%～50%[2]。根据目前工程经验，对于600 MW等级的大型煤粉锅炉，SNCR脱硝装置可以脱除20%～30%的NOx，可保证该电厂#3，#4锅炉SCR脱硝装置入口烟气中NOx质量浓度低于450 mg/m3。

SNCR脱硝系统理想的温度范围为800～1 000 ℃，温度过高时还原剂被氧化成NOx，烟气中的NOx含量不减反增；温度过低时反应不充分，造成还原剂流失，对下游设备产生不利影响，甚至造成新污染。由于炉内的温度分布受负荷、煤种等多种因素的影响，温度窗口随着锅炉负荷的变化而变动，根据锅炉特性和运行经验，煤粉炉的最佳温度窗口通常出现在折焰角附近的屏式过、再热器处及水平烟道的末级过、再热器所在区域。

还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的停留时间，才能保证还原率。还原剂在最佳温度窗口的停留时间越长，脱除NOx的效果越好。NH3的停留时间超过1.0 s就可以得到最佳NOx脱除率，尿素和氨水需要0.3～0.4 s的停留时间即可达到有效脱除NOx的效果。已有的运行经验显示，氨氮摩尔比一般控制在1.0～2.0之间，超过2.5对NOx还原率已无大影响。从氧量对NO还原率的影响来看，氧量越小越有利于NO的还原，CO质量浓度太高会导致脱硝率下降。

由于该电厂已经采用了液氨SCR法，从经济性和安全性等方面综合考虑，采用液氨制氨水工艺，将无水液态氨通过超级吸氨器制成质量分数为20%的氨水溶液，经过稀释后喷到炉膛合适区域。

氨水制备储存输送模块包括超级吸氨器1台，容积为30 m3的氨水储罐2个，容积为6.5 m3的氨水密封罐1个，氨水输送泵4台(2运2备)。在线稀释模块包括容积为15 m3的稀释水罐2个，稀释水泵4台(2运2备)。每台锅炉1套计量分配模块，安装氨水流量计和氨水调节阀。喷射模块在炉膛标高约55.7 m处安装喷枪，前墙布置15个，两侧墙各布置4个。

改造后该工程烟气中NOx质量浓度为550 mg/m3(干基，标态，O2质量分数为6%)，SNCR脱硝效率为20%，氨氮摩尔比为1.5，液氨纯度为99.6%，氨水质量分数为20%，1台锅炉氨水耗量为343.67 kg/h。

4　SCR改造

为了稳定达到超低排放的目的，在以上改造方案基础上对现有SCR“3+0”反应器进行提效改造，增加1层催化剂，改造后SCR为“3+1”层布置方案，可以进一步保证脱硝稳定达标。催化剂仍采用板式催化剂，模块尺寸为1 882 mm×954 mm×1 470 mm，8×10布置。改造后SCR脱硝效率可由原来的80%提高到90%以上。

5　结论

采用炉内低氮燃烧改造可以保证锅炉产生的NOx质量浓度低于550 mg/m3，新增SNCR脱硝系统可以保证SCR脱硝装置入口烟气NOx质量浓度低于500 mg/m3，再通过对SCR进行提效改造，最终保证该工程NOx排放质量浓度低于50 mg/m3。

通过锅炉燃烧器改造及炉膛配风改造可以减少脱硝的运行费用，采用SNCR脱硝技术由于会引起锅炉效率降低而增加脱硝运行费用，因此，SNCR脱硝装置计划在锅炉满负荷运行、NOx排放质量浓度偏高时再投入运行，以控制SCR入口NOx质量浓度。当锅炉负荷较低，炉膛出口NOx排放质量浓度较低时，SNCR脱硝装置不投入运行，直接通过SCR装置进行脱硝。

通过以上低氮燃烧+SNCR脱硝+SCR脱硝的合理组合、灵活搭配，保证机组稳定达到NOx超低排放的目的，同时降低机组NOx脱除运行成本。

[1]邱明.浅析660MW机组低氮燃烧技术及其优化改造方案[J].科学导报，2014(1):257.

[2]韩奎华，路春美，王永征，等.选择性非催化还原脱硝特性试验研究[J].中国电机工程学报，2008(14)：81-85.

(本文责编：弋洋)

2016-03-22；

2016-06-26

TK 16

B

1674-1951(2016)07-0074-02

张金柱(1981—)，男，河南濮阳人，高级工程师，从事火力发电厂锅炉专业设计方面的工作(E-mail:6726386@qq.com)。