京隆电厂脱硝技术改造案例分析

彭中峰

摘 要：对京隆电厂锅炉进行脱硝系统改造，采取LNB+SCR模式改造，即低NOx燃烧技术+选择性催化还原技术（SCR），将现有燃烧器改造为低NOx燃烧器（LNB）并在炉后省煤器与空预器之间增加一套完整的高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺系统，使得最终出口烟气中NOx的排放浓度满足国标排放限值100mg/Nm3，并对改造后的效果进行了分析。

关键词：燃烧器;LNB;SCR脱硝;改造;分析

中图分类号： X773            文献标识码： A            文章编号： 1673-1069（2016）30-166-2

0  引言

京隆电厂2*600MW亚临界燃煤机组于2008年建成投产，锅炉是由上海锅炉厂设计生产制造，为四角切园燃烧锅炉，锅炉设计燃用煤种为烟煤，采用WR型垂直浓淡燃烧器，燃烧器顶部设有两层CCOFA燃尽风，无分离燃尽风SOFA层，日常运行中NOx排放浓度约400～711mg/Nm3，

远高于当前国家新的环保要求（污染物排放标准≤

100mg/Nm3）。

为适应国内火电厂大气污染物控制的发展需要，京隆电厂决定采取措施治理NOx排放。目前，国际通用的NOx治理措施为增加SCR脱硝装置，就目前京隆电厂的情况，仅仅通过增加SCR脱硝设备，达不到环保部的要求，通过综合分析，最终确定了经济有效的LNB+SCR脱硝改造技术路线，即通过低氮燃烧技术降低NOx排放值，达到较低NOx排放水平，再采用选择性催化还原技术（SCR）措施进一步降低NOx排放。

1  改造方案及方案实施安排

1.1 低NOx燃烧器系统改造

京隆电厂对锅炉燃烧器进行低NOx改造。改造方案为：

①保持一次风标高不变，增加燃尽风组（FF、OFA）件。

②A层一次风沿用等离子燃烧器，更换其他5层的燃烧器喷口、喷嘴体及弯头，一次风全部采用上下浓淡（B、D、F层下浓，C、E层上浓），中间带稳燃钝体的燃烧器。

③在紧凑FF、OFA燃尽风室两侧加装贴壁风。

④在一次风射流方向保持不变的情况下，将AA层二次风与OFA层二次风与一次风射流方向相同，其他二次风改为与一次风呈小角度偏置，顺时针反向切入。同时，调整主燃烧器区一两次风喷口面积，使一次风速满足入炉煤种的燃烧特性要求，主燃烧器区的二次风量适当减小，形成纵向空气分级。

⑤燃烧器采用新的摆动机构，可以整体上下摆动。

⑥在主燃烧器上方6.5m处增加SOFA喷口，射流方向也与一次风相同并分配足量的SOFA燃尽风量，SOFA喷口可同时做上下左右摆动。

进度及管理概况：#1机组LNB燃烧器改造于2013年4月15日燃烧器组件进厂，4月23日#1机组停运，开始实施改造项目，6月4日进行水压试验，6月9日进行风压试验，随即进行冷态调试，实际施工工期41天。#2机组改造施工借鉴了1号机组的成功经验，在安全、质量、进度上齐抓共管，4月1日#2机组停运，开始实施改造项目，5月9日水压试验，5月10日进行风压试验，全部一次性合格，实际施工工期37天，实现了即投产、即稳定、即达标的目标。

1.2 SCR脱硝改造

在炉后省煤器与空预器之间增加一套完整的高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺系统（图1），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。

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图1  高灰型SCR工艺系统

催化剂采用德国雅佶隆板式催化剂，层数 “2+1”设置，采用“涡流式”氨气喷射混合系统。配置蒸汽吹灰系统和声波吹灰器系统。还原剂采用液氨，建设三台100m3液氨储罐及配套蒸发区和相应设施。

进度及管理概况：脱硝土建施工2012年12月下旬开工，#1机组脱硝主体工程利用A修58天时间于2013年6月如期完工， 2号机组脱硝施工组织准备与1号机组脱硝工程同步进行。2013年8月中旬，#2机组炉外部分集中施工，至年底完成了反应区烟道配制组合、钢结构及反应器本体安装和催化剂吊装主要工作，2014年春节后复工，建设施工充分借鉴了1号机组的成功经验，在安全、质量、进度上齐抓共管，利用A修48天时间于5月19日完工，比1号机组提前10天，比公司计划提前近半月，实现了即投产、即稳定、即达标的目标。

2  改造经济性分析

京隆电厂锅炉原始NOx排放浓度约为400～711mg/Nm3，年排放NOx总量约16349吨（机组利用按5500小时/年计算）。采取LNB+SCR脱硝技术措施可以将NOx排放浓度控制到100mg/Nm3以下后，年NOx减排总量约14050吨，对改善当地的大气环境有着重要作用，不会对环境造成新的二次污染，且社会效益显著。

2.1 社会效益

火电厂排放的NOx除形成酸雨外，还会与碳氢化合物反应生成致癌物质，对人体造成严重影响。京隆电厂烟气脱硝改造工程实施后，电厂的NOx排污费大幅度减少，每年将减少NOx排污收费约885万元。因此，通过脱硝工程的实施大幅度减少NOx排放，将有助于改善当地大气环境，具有良好的宏观社会效益。

2.2 经济效益分析

根据相关计算参数，测算出脱硝改造系统的年运行成本（如表1）：京隆电厂脱硝运行成本为4914.25万元/年，单位NOx减排成本为3.16元/kgNOx，含税供电成本增加0.00743元/kW.h。京隆电厂实施脱硝技术改造后，每年可减排NOx约14050吨。按照当前脱硝电价补贴标准（8厘/kW.h），脱硝系统投运后，可获得上网电价补贴5280万元/年，弥补一些京隆电厂脱硝运行费用。

表1  经济效益分析汇总表

[脱硝运行成本核算（两台炉）＼&序号＼&内容＼&单位＼&资金（万元）＼&1＼&总投资（不含低氮燃烧）＼&＼&16321.68＼&项目投资＼&万元＼&14727.68＼&基建期利息＼&万元＼&1594.00＼&2＼&变动成本＼&万元＼&3091.39＼&还原剂＼&万元＼&1769.04＼&电耗＼&万元＼&67.01＼&蒸汽＼&万元＼&146.67＼&催化剂（每3年换一层）（单价3.7万元/m3，合计1480m3）＼&万元＼&1108.67＼&3＼&固定成本＼&万元＼&1822.86＼&折旧费（20年，残值5%）＼&万元＼&775.28＼&设备修理费（设备费的2.0%）＼&万元＼& 157.58＼&运行及维护费用＼&万元＼&250.00＼&贷款利息（年平均）＼&万元＼&640.00＼&4＼&年运行总成本＼&万元＼&4914.25＼&系统年成本（变动+固定）＼&万元＼&4914.25＼&5＼&单位发电成本＼&元/KWh＼&0.00683 ＼&6＼&单位供电成本＼&元/KWh＼&0.0074＼&供电收益＼&元/KWh＼&0.01000＼&7＼&增加盈利能力＼&＼&1699.41 ＼&]

3  结论

京隆电厂实施LNB+SCR脱硝技术改造后，脱硝效率达到了75%以上，脱硝系统出口的氮氧化物浓度降到了70mg/Nm3以下、氨逃逸率小于2ppm;SO2/SO3转化率小于1%;各项指标均达到设计值，各项性能均符合国家标准，为当地大气质量的提高贡献了力量。