某城市電廠200 MW機(jī)組煙氣脫硝項(xiàng)目分析

張晉育，李 超，李留強(qiáng)

(1.遼寧電力勘測設(shè)計(jì)院，遼寧 沈陽 110179;2.遼寧省電力有限公司電力科學(xué)研究院，遼寧 沈陽 110006)

某城市電廠位于東北地區(qū)某中等城市中北部，電廠毗鄰居民區(qū)與商業(yè)區(qū)，周圍與鐵路、公路緊密相連，交通發(fā)達(dá)。全廠配套2×200 MW燃煤機(jī)組。該電廠積極響應(yīng)國家對氮氧化物環(huán)保排放的要求，成立于脫硝改造工程小組，開展了煙氣脫硝改造的前期立項(xiàng)與初步設(shè)計(jì)工作，擬在2014年7月1日前脫硝裝置竣工投產(chǎn)，滿足氮氧化物排放濃度低于200 mg/Nm3的環(huán)保要求［1］。

由于該電廠200 MW機(jī)組投產(chǎn)時(shí)間已20余年，設(shè)備故障率高、結(jié)構(gòu)緊湊、改造空間小、改造難度很大。且該機(jī)組位于城市中心區(qū)，因此進(jìn)行脫硝改造時(shí)較300 MW及以上機(jī)組需要額外考慮諸多問題。針對該機(jī)組煙氣脫硝改造的內(nèi)外部條件進(jìn)行了深入分析，探討了適用于本工程改造的技術(shù)方案，以期為同類機(jī)組改造提供參考。

1 機(jī)組概況

1.1 設(shè)備概況

每臺200 MW機(jī)組配備1臺HG670/140－HM12型超高壓、一次再熱、自然循環(huán)、燃煤汽包鍋爐，采用平衡通風(fēng)、六角雙切圓、固態(tài)排渣方式;鍋爐尾部煙道布置2段省煤器 (高、低溫)與2段管式空預(yù)器 (高、低溫)，省煤器與空預(yù)器交叉布置，煙氣從鍋爐出來后經(jīng)靜電除塵器和脫硫系統(tǒng)后通過煙囪排入大氣。機(jī)組于1988年正式投產(chǎn)運(yùn)行。

1.2 煙氣參數(shù)

本工程為老鍋爐脫硝改造項(xiàng)目，按照設(shè)計(jì)規(guī)范要求，改造項(xiàng)目確定煙氣參數(shù)時(shí)應(yīng)根據(jù)脫硝系統(tǒng)入口處實(shí)測確定，并考慮燃料的變化趨勢［2］。

表1 脫硝設(shè)計(jì)煙氣成分表

測試條件:鍋爐燃用煤種須能同時(shí)反映電廠近期現(xiàn)狀與長期使用情況，機(jī)組須處于最大負(fù)荷運(yùn)行。在省煤器后煙道出口進(jìn)行煙氣參數(shù)測試，結(jié)果如表1所示。

1.3 氮氧化物去除方案

脫硝改造所采取的方案主要有低氮燃燒技術(shù)、選擇性催化還原技術(shù) (SCR)、選擇性非催化還原技術(shù) (SNCR) 以及SCR+SNCR技術(shù)［3］。該機(jī)組目前氮氧化物排放濃度在660 mg/Nm3，由于該地區(qū)很有可能被劃為“重點(diǎn)地區(qū)”，因此脫硝出口氮氧化物濃度按國家標(biāo)準(zhǔn) (低于100 mg/Nm3)并考慮長遠(yuǎn)目標(biāo)后定為80 mg/Nm3，總脫硝效率須達(dá)到87.88%。

綜合技術(shù)與經(jīng)濟(jì)層面，并參照國家相關(guān)技術(shù)路線，工程采用低氮燃燒器 (LNB) +SCR方案。低氮燃燒器改造目標(biāo)為350 mg/Nm3，SCR入口按400 mg/Nm3(考慮裕量)，SCR設(shè)計(jì)脫硝效率為80%。

2 工藝方案選擇分析

2.1 SCR反應(yīng)區(qū)布置

本工程脫硝反應(yīng)器采用高溫高塵式布置，SCR反應(yīng)器布置在省煤器與空預(yù)器之間。由于該200 MW機(jī)組采用管式空預(yù)器，廠房空間非常狹小，在現(xiàn)有設(shè)備布局條件下，無法在鍋爐廠房內(nèi)完成SCR反應(yīng)器的布置。

由于原鍋爐的管式空預(yù)器在脫硝改造后無法有效解決腐蝕問題，因而本工程改造時(shí)，擬將管式空預(yù)器更換為回轉(zhuǎn)式空預(yù)器?；剞D(zhuǎn)式空預(yù)器較管式空預(yù)器空間占用小，將管式空預(yù)器更換為回轉(zhuǎn)式空預(yù)器后節(jié)省出的空間有利于完成SCR反應(yīng)器出入口煙道的布置。本工程管式空預(yù)器改造為回轉(zhuǎn)式后，空預(yù)器上方具備脫硝反應(yīng)器的安裝空間。然而，考慮到該區(qū)域0 m地面處設(shè)備基礎(chǔ)較多，且無法在機(jī)組運(yùn)行期間完成SCR反應(yīng)器的基礎(chǔ)施工與鋼架搭建，如果利用大修時(shí)間施工勢必會延長鍋爐停爐時(shí)間，給電廠帶來巨大的停爐損失。因此，本工程將SCR反應(yīng)器布置在除塵器入口煙道上方。在此位置，既可實(shí)現(xiàn)SCR反應(yīng)器的布置，又能縮短工期，本工程SCR反應(yīng)器簡要布置如圖1所示。

圖1 SCR反應(yīng)器簡要布置圖

由于拆除了管式空預(yù)器，原有空預(yù)器支撐鋼架在回轉(zhuǎn)式空預(yù)器與SCR反應(yīng)器選型后，考慮是否需要保留。SCR反應(yīng)器鋼架應(yīng)避免與鍋爐鋼架銜接，以保證反應(yīng)裝置的強(qiáng)度和可靠性。根據(jù)現(xiàn)場條件，本工程可利用部分鍋爐鋼架與鋼架基礎(chǔ)，進(jìn)行加固與補(bǔ)強(qiáng)，可縮短鍋爐停爐改造時(shí)間約20 d。

2.2 催化劑的設(shè)計(jì)和選擇

脫硝催化劑活性溫度范圍在300～420℃，催化劑的選擇主要取決于煙氣中飛灰濃度。蜂窩式催化劑經(jīng)濟(jì)應(yīng)用條件是飛灰濃度低于30 g/m3;板式催化劑的經(jīng)濟(jì)應(yīng)用條件是飛灰濃度大于50 g/m3;飛灰濃度在30～50 g/m3時(shí)，蜂窩與板式催化劑的經(jīng)濟(jì)性接近?；诳疹A(yù)器入口含塵濃度 (小于30 g/m3)和國內(nèi)催化劑使用效果綜合考慮，本工程采用蜂窩式催化劑。

催化劑采取TiO2(載體) +V2O5(主要活性成分)，為抑制SO向SO的轉(zhuǎn)化，加入。

23由于燃煤灰分較低，灰分粘度小，因此本工程選擇聲波式吹灰器。為了降低改造成本，催化劑采用國產(chǎn)產(chǎn)品。催化劑的主要設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)如表2所示。

2.1兩組患者引產(chǎn)情況比較:對比兩組數(shù)據(jù),就宮縮發(fā)動(dòng)時(shí)間而言,觀察組發(fā)動(dòng)更快,對比胎兒娩出時(shí)間,發(fā)現(xiàn)觀察組娩出更為速度,P<0.05;同時(shí),觀察組引產(chǎn)成功率表現(xiàn)優(yōu)秀,達(dá)到100%,而對照組有1例未成功引產(chǎn),P>0.05。詳見表1。

2.3 還原劑的選擇

由于該電廠地處市區(qū)，周圍環(huán)境敏感點(diǎn)較多，若采用液氨作為還原劑需通過安評、環(huán)評，并經(jīng)過交通部門的同意，操作難度較大，獲批可能性也較小。因此本工程采用尿素作為脫硝原還劑。尿素溶解采用熱解法，每臺機(jī)組爐側(cè)設(shè)置1臺尿素?zé)峤鉅t。

表2 催化劑初步設(shè)計(jì)

根據(jù)氮氧化物去除要求，本工程尿素儲存及制備區(qū)受限于場地條件，布置于東側(cè)廠界處，距鍋爐房約200 m，占地約400 m2。由于當(dāng)?shù)囟鞖夂蚝洌脑鞎r(shí)應(yīng)特別注意尿素設(shè)備和管路的保溫措施，根據(jù)廠內(nèi)條件可采用電伴熱或蒸汽伴熱方式，以保持尿素溶液在輸送管路中不產(chǎn)生結(jié)晶現(xiàn)象。尿素儲存和溶解區(qū)按一般的建筑物安全距離考慮。本工程尿素儲存及制備區(qū)30 m外有220kV輸電線路經(jīng)過，兩者距離滿足安全防護(hù)距離要求。

3 配備設(shè)備改造方案分析

3.1 燃燒器改造

鍋爐六角分別布置1臺S45－50型風(fēng)扇式磨煤機(jī)，干燥介質(zhì)為爐膛出口熱爐煙與熱風(fēng)混合，燃燒方式為六角雙切圓式、一二次風(fēng)相間布置，2個(gè)假想切圓直徑分別為1 000 mm和1 035 mm。每臺磨煤機(jī)帶1個(gè)角上3層一次風(fēng)噴口，構(gòu)成直吹式制粉系統(tǒng)，可通過分離器擋板開度和風(fēng)粉氣流分配擋板分別調(diào)節(jié)煤粉細(xì)度和同角上不同層燃燒器功率。

根據(jù)本項(xiàng)目的實(shí)際情況，機(jī)組NOx排放濃度在660 mg/Nm3，燃燒器改造后NOx排放濃度控制在350 mg/Nm3以下。燃燒器改造方案簡述為:將原有燃燒器整套替換為新型低氮燃燒器，燃燒器的布置和安裝位置不改變;采用全爐膛分級燃燒技術(shù)，布置燃盡風(fēng)系統(tǒng)，即在現(xiàn)有燃燒器基礎(chǔ)上，采用2層燃盡風(fēng)的總體布置方案。本工程燃燒器改造后簡要布置如圖2所示。

圖2 燃燒器改造后簡要布置圖

采用低氮燃燒技術(shù)的好處主要在于降低NOx初始排放濃度、減輕后續(xù)的SCR裝置工作壓力，在運(yùn)行中可以節(jié)約還原劑投入量，從而降低運(yùn)行費(fèi)用。但采用低氮燃燒器后，在實(shí)際應(yīng)用中應(yīng)保證爐膛不結(jié)渣，防止高溫腐蝕情況發(fā)生;不降低鍋爐最大出力，保證爐膛各受熱面受熱均勻，壁溫正常;不降低鍋爐不投油最低穩(wěn)燃負(fù)荷。

3.2 省煤器與空預(yù)器改造

該工程鍋爐原采用管式空預(yù)器和省煤器分級布置方式。機(jī)組改造加裝SCR裝置后，省煤器與空預(yù)器如果不進(jìn)行改造將會產(chǎn)生以下問題。

a.腐蝕問題:氨逃逸產(chǎn)生的硫酸氫銨的腐蝕問題無法解決。

為了解決以上問題，本項(xiàng)目需對省煤器進(jìn)行改造。在兼顧經(jīng)濟(jì)性和設(shè)備利用的基礎(chǔ)上，使SCR入口煙氣溫度在340～360℃，以滿足催化劑運(yùn)行溫度的需要。工程同步將管式空預(yù)器更換為回轉(zhuǎn)式空預(yù)器。

省煤器改造方案:將現(xiàn)有省煤器改造成擴(kuò)展式省煤器，增加省煤器換熱面，這種方案改動(dòng)較大;將省煤器恢復(fù)為出廠時(shí)的省煤器結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，在原有結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)上進(jìn)行改造，這種方案的特點(diǎn)是改造范圍較小，節(jié)省投資。本工程采用后一種方案，改造方法是將原管式空預(yù)器熱段下面的低溫段省煤器移到后煙井 (本工程后煙井有改造空間)，給水管路相應(yīng)調(diào)整，由于恢復(fù)省煤器結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)后，原有后煙井煙道出口位置需要下降3 m，因此將省煤器出口煙道位置相應(yīng)下移3 m，SCR入口煙道在鍋爐尾部K4立柱外側(cè)1 m位置處與省煤器出口煙道對接。

空預(yù)器改造方案:本工程增加SCR裝置后，空預(yù)器須考慮防腐措施。由于管式空預(yù)器冷端內(nèi)壁涂搪瓷的工藝實(shí)現(xiàn)起來比較困難，且涂搪瓷后的效果很難保證。因此，為保證脫硝改造后機(jī)組運(yùn)行的穩(wěn)定性，有效解決空預(yù)器冷端可能出現(xiàn)的低溫腐蝕或堵塞問題，本工程將管式空預(yù)器改造為回轉(zhuǎn)式空預(yù)器。改造時(shí)冷段元件采用NF型或L型零碳鋼鍍搪瓷板，冷段元件高度按計(jì)算結(jié)果確定，并留有一定的裕度，以提高防止硫酸氫銨沉積與耐腐蝕能力。冷熱段均設(shè)吹灰裝置，熱段采用蒸汽吹灰器，冷段采用雙介質(zhì)吹灰 (高壓水+蒸汽)。采用以上措施后，可有效避免腐蝕和堵塞問題的發(fā)生?；剞D(zhuǎn)式空預(yù)器換熱元件采用防堵灰板型，將漏風(fēng)度控制在7%以下。

3.3 引風(fēng)機(jī)改造

該工程每臺爐配備2臺離心式引風(fēng)機(jī)，由于機(jī)組已運(yùn)行20年以上，雖然多次對引風(fēng)機(jī)進(jìn)行過檢修，但目前仍存在軸瓦溫度過高、振動(dòng)較大等問題。為驗(yàn)證引風(fēng)機(jī)出力，在機(jī)組處于最大運(yùn)行負(fù)荷工況下，對引風(fēng)機(jī)出力進(jìn)行了測試，結(jié)果見表3。

表3 引風(fēng)機(jī)測試結(jié)果

由表3可以看出，引風(fēng)機(jī)入口實(shí)際煙氣量已超出設(shè)計(jì)值，且擋板開度已全開，引風(fēng)機(jī)已達(dá)最大出力。因此為滿足脫硝改造要求 (改造后脫硝裝置約增加1 000 Pa阻力)，引風(fēng)機(jī)必須同步進(jìn)行增容改造。本工程可采用調(diào)整葉輪直徑、提高風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速的方式進(jìn)行改造，并對引風(fēng)機(jī)基礎(chǔ)進(jìn)行加固處理。引風(fēng)機(jī)改造工期約60 d，在機(jī)組停爐檢修期間可完成增容改造。

4 結(jié)束語

本項(xiàng)目200 MW機(jī)組煙氣脫硝改造難度很大，加之電廠地處市區(qū)，在改造中需要將脫硝改造與鍋爐原有設(shè)備進(jìn)行綜合考慮。隨著國家環(huán)保政策的逐步嚴(yán)格，國內(nèi)200 MW機(jī)組將陸續(xù)進(jìn)行煙氣脫硝改造。本項(xiàng)目通過對電廠內(nèi)外部條件的綜合分析，提出了可行的改造方案，可滿足國家環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排。

［1］GB13223—2011，火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)［S］.

［2］HJ562—2010，火電廠煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范:選擇性催化還原法 ［S］.

［3］李振宇，劉世坤.最新燃煤電站SCR煙氣脫硝工程技術(shù)應(yīng)用指南［M］.北京:中國電力出版社，2009.

［4］王義兵，孫葉柱，陳 豐，等.火電廠SCR煙氣脫硝催化劑特性及其應(yīng)用［J］.電力環(huán)境保護(hù)，2009，25(4):13－15.