湖北西塞山电厂烟气脱硝工程技术分析

邓辉鹏

（中国华电科工集团有限公司，北京 100160）

湖北西塞山电厂烟气脱硝工程技术分析

邓辉鹏

（中国华电科工集团有限公司，北京 100160）

介绍了湖北华电西塞山发电有限公司一期（2×330 MW）和二期（2×680 MW）烟气脱硝工程的系统配置、设备选型和技术特点，总结了西塞山电厂在烟气脱硝系统配置和设备选型上的经验，为同类型电厂的脱硝工程设计提供了参考。

烟气脱硝；选择性催化还原工艺；流场模拟；平板式催化剂；蜂窝式催化剂

1 概述

1.1 工程概况

湖北华电西塞山发电有限公司一期工程装备2×330 MW机组分别于2004年7月和12月投入商业运行。锅炉由武汉锅炉股份有限公司设计制造，配套贫煤四角切圆燃烧锅炉，锅炉燃用河南陕西混合贫煤，改造前NOx排放质量浓度750 mg/m3（标态，干基，6%O2），改造后NOx排放质量浓度降至100 mg/m3（标态，干基，6%O2）。

湖北华电西塞山发电有限公司二期装备2× 680 MW机组，其中，＃3机组于2010年12月投入商业运行，锅炉为哈尔滨锅炉厂引进日本三菱技术设计制造的HG2098/26.15－YM3型锅炉，燃烧系统采用MACT技术的新型低NOx燃烧器，燃用陕西黄陵烟煤与河南贫煤的混合煤种，改造前NOx排放质量浓度为400 mg/m3，改造后需要将NOx排放质量浓度降至100 mg/m3（标态，干基，6%O2）以下。＃4机组为新建机组，脱硫、脱硝和除尘设施需同时投运，投运时NOx排放质量浓度需保证在100 mg/m3（标态，干基，6%O2）以下。

1.2 烟气条件

一期机组省煤器出口烟气条件见表1。二期机组省煤器出口烟气条件见表2。

表1 一期机组省煤器出口烟气条件

备注φ（H2O）/%6.04标态，项目设计参数/BMCR湿基φ（O2）/%3.95标态，湿基φ（N2）/%75.39标态，湿基φ（CO2）/%14.63标态，湿基ω（NOx）/（mg·m－3）750标态，干基，6%氧量ω（SO2）/（mg·m－3）5105～6724标态，干基，6%氧量ω（烟尘）/（mg·m－3）49.4标态，干基，6%氧量ω（SO3）/（mg·m－3）50～68标态，干基，6%氧量

表2 二期机组省煤器出口烟气条件

1.3 性能保证

1.3.1 一期性能保证

初装2层催化剂时，在55%～100%锅炉最大连续蒸发量（BMCR）负荷范围内，SCR反应器入口NOx质量浓度为750mg/m3（标态，干基，6%O2），性能考核试验时的脱硝效率不低于90%。在催化剂质量保证期期满之前，脱硝效率不低于88%，且NOx排放质量浓度不超过100 mg/m3（标态，干基，6%O2），BMCR工况下单台机组的液氨耗量260 kg/h，脱硝装置出口烟气中的氨的质量浓度不大于2.28 mg/m3（标态，干基，6%O2），SO2/SO3转化率小于1%。

烟气脱硝SCR系统的整体阻力不大于920 Pa，安装备用层催化剂后的脱硝系统阻力不大于1100 Pa，最低连续喷氨温度305℃，最高连续喷氨温度420℃。

催化剂的机械寿命不小于10年，化学寿命不小于3年（24000 h），在化学寿命内能有效保证系统脱硝效率及各项技术指标。

1.3.2 二期性能保证

初装2层催化剂时，在锅炉55%～100%BMCR锅炉负荷范围内，SCR反应器入口NOx质量浓度为400 mg/m3（标态，干基，6%O2），性能考核试验时的脱硝效率不低于83%。在催化剂质量保证期期满之前，脱硝效率不低于80%，且NOx排放质量浓度不超过100mg/m3，BMCR工况下单台机组的液氨耗量275 kg/h，脱硝装置出口烟气中的氨的质量浓度不大于2.28 mg/m3（标态，干基，6%O2），SO2/SO3转化率小于1%。

烟气脱硝SCR系统的整体阻力不大于820 Pa，安装备用层催化剂后的脱硝系统阻力不大于1000 Pa，最低连续喷氨温度320℃，最高连续喷氨温度427℃。

催化剂的机械寿命不小于10年，化学寿命不小于3年（24000h），在化学寿命内能有效保证系统脱硝效率及各项技术指标。

2 技术特点

2.1 流场模拟

为模拟脱硝烟道和SCR反应器内烟气的流动情况、温度场分布情况和烟气组分混合情况，项目采用了数值流场模拟并结合1∶10的比例模型实验来验证反应器内的烟气流动、烟气内组分混合、积灰等流场情况的方式，根据模拟结果对烟道和反应器设计做了适当优化，并设置了多组烟气导流板。

2.2 催化剂

湖北西塞山发电有限公司一期2×330 MW机组的烟气脱硝改造烟气条件较为恶劣（高灰、高硫），烟尘质量浓度达到49.4 mg/m3（标态，干基，6%O2），对催化剂的抗堵灰能力要求较高，选择了抗堵灰能力强的平板式催化剂，反应器催化剂迎风面流速设计为4.6 m/s。

湖北西塞山发电有限公司二期2×680MW机组脱硝入口烟尘质量浓度为38.8 mg/m3（标态，干基，6% O2），脱硝粉尘质量浓度小于40mg/m3（标态，干基，6% O2），从技术经济角度考虑，选择了18×18孔蜂窝式催化剂，反应器催化剂迎风面流速设计为5m/s。

目前，项目投运近3年，脱硝系统不仅能够保证可靠的脱硝效率，也未出现催化剂堵塞或积灰情况。

2.3 吹灰器

由于西塞山电厂粉尘的黏性不高，本项目选择了声波吹灰器，既避免了蒸汽吹灰对催化剂寿命的影响，也大大减小了检修操作平台。至今为止，停机检查时发现催化剂上表面非常干净，没有积灰，证明了声波吹灰器完全能够满足西塞山电厂脱硝装置的吹灰要求。

2.4 灰斗

西塞山电厂一期2×330 MW锅炉尾部是磨煤机房，没有预留脱硝的空间，脱硝反应器只能布置在锅炉的两侧。由于布置方式特殊，脱硝入口水平烟道长度超过了15 m，垂直烟道18 m，最后通过1个90°弯头接入反应器。由于脱硝入口烟道很长，烟气粉尘浓度高，为了避免烟道积灰，在脱硝入口垂直烟道下方设置3个灰斗，灰斗下方设置星型给料机和水力冲渣装置，积灰被冲到电厂捞渣机内。脱硝出口至空预器入口的烟道也有约30 m长，为避免烟道积灰，在脱硝出口烟道上也设置了2个灰斗和星型给料机及水力冲渣装置，积灰被冲到电厂捞渣机内。至今为止，灰斗和输灰装置均运行良好，未出现输灰困难的情况。

湖北西塞山发电有限公司二期2×680 MW机组脱硝改造，以原有省煤器出口烟道膨胀节为分界线，在膨胀节后接入1段约3.5 m的水平烟道，水平烟道上设置了喷氨格栅，水平烟道后为1段倾斜烟道和垂直烟道，垂直烟道末端设置1个弯头接入反应器。由于西塞山二期脱硝入口烟道长度适中，且入口烟道下方为脱硝反应器出口烟道，位置紧凑，没有空间设置脱硝入口烟道的灰斗，仅在脱硝入口烟道下部设置了检修人孔，如果水平烟道上有积灰可以在正常检修时进行清理。

2.5 氨区

液氨储存、制备系统布置于独立的液氨储存区，统一考虑西塞山电厂4台机组的液氨储存和供应需求。氨站的液氨储存能力为187 t，设置3台120 m3液氨储罐。氨站装置由液氨卸车、液氨储罐区、液氨气化输送3个工序组成。氨站装置采用蒸汽加热蒸发方式对脱硝装置供气氨，供氨量最大可达到1200kg/h，满足4台炉氨耗量。装置流程自动化程度高，除卸车时段外其他时段均可实现无人操作连续生产，设计充分考虑了保障装置连续安全生产备用措施，3台液氨储罐互为备用。为保证连续不间断生产，液氨蒸发器采用2开1备，在保证连续生产的同时可定期对气氨蒸发及输送系统进行检修维护。有可能发生气氨泄漏的区域全部设置有氨泄漏检测器，可在发生泄漏时在第一时间发出警报信号。

2.5.1 液氨储罐

氨站设置3台卧式液氨储罐，根据《压力容器安全技术监察规程》，液氨储罐属于3类压力容器。氨区储罐容量按照4台锅炉BMCR工况下每天运行24 h连续运行7 d的消耗量考虑，每个储罐公称容积120 m3，设备外形尺寸ø3200 mm×15400 mm。

2.5.2 卸氨压缩机

所选用卸氨压缩机流量1 m3/min（标态），2台互为备用，往复式压缩机出口设安全阀。

2.5.3 液氨蒸发器

气氨用量1060 kg/h（4台锅炉），考虑110%的设计裕度，氨供应能力按照1200 kg/h设计。设置3台蒸发器，每台按照600 kg/h进行选型，2开1备，采用蒸汽加热。

2.5.4 氨气缓冲槽

设置3套氨气缓冲槽（分别对应一、二期机组），2运1备。从蒸发器来的氨气进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压到一定压力，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。氨气缓冲槽应能为SCR系统稳定供应氨气，且能避免蒸发槽操作不稳定所带来的影响，每套缓冲槽设置有安全阀保护。

2.5.5 氨气稀释槽

氨区应设置1台氨气稀释槽，有槽顶淋水和槽侧进水，水槽液位应由满溢流管控制。液氨储存及供应系统各处排出的氨气由管线汇集，从稀释槽底部进入，通过分散管将氨气分散入稀释槽水中，利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。氨气稀释槽上方设氨气泄露检测仪，当氨泄漏浓度过大时，实现氨气稀释槽内的自动加水和排水。

2.5.6 事故应急池

本项目设置1个容积500m3的事故应急池，储罐事故泄漏产生的污水排入事故应急池。氨区事故应急池中主要污染物为氨水，pH值达不到三级标准的要求6～9。事故状态下首先对应事故急池内的污水进行人工取样，再采用玻璃电极法测pH值，采用钠氏试剂比色法或蒸馏滴定法测试氨水浓度，根据测定的氨水浓度和废水的总量，投入盐酸对事故应急池内的废水进行中和，当pH值降至6～9时，再由事故应急池泵入厂内污水处理系统进行处理。

3 结束语

（1）脱硝系统烟气的混合情况和均匀程度，直接影响脱硝效率和催化剂的寿命，脱硝改造设计时一定要根据数模和物模实验结果优化烟道及反应器设计，在弯头和反应器入口等处设计烟气导流板。

（2）以40 mg/m3的粉尘质量浓度为分界点，西塞山电厂一期脱硝改造工程选择了板式催化剂，二期脱硝改造工程选择了蜂窝式催化剂，均按灰分浓度情况选择了适应项目烟气特点的催化剂形式。

（3）根据电厂粉尘的黏性不高，易于清除的特点，西塞山电厂一期和二期脱硝改造工程均选择了对本项目性价比高的声波式吹灰器。

（4）根据烟道的长度、布置形式和飞灰浓度，西塞山电厂一期脱硝改造工程设置了SCR反应器出入口灰斗，二期脱硝改造工程没有设置灰斗。

（5）根据西塞山电厂情况设置了全厂公用的液氨储存、制备与供应系统，既降低了成本，也便于电厂的统一管理和维护。

（本文责编：齐琳）

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1674－1951（2016）10－0063－03

邓辉鹏（1980—），男，湖南郴州人，工程师，从事火力发电厂烟气脱硫、脱硝、除尘工程方面的工作（E-mail：denghp＠chec.com.cn）。

2016－01－07；

2016－08－23