600 MW超临界机组脱硝系统超低排放改造方案研究

2014-09-02卿红梅康科伟

机电信息 2014年30期

关键词：乐清省煤器投运

卿红梅康科伟

(浙能乐清发电有限责任公司，浙江温州 325609)

600 MW超临界机组脱硝系统超低排放改造方案研究

卿红梅康科伟

(浙能乐清发电有限责任公司，浙江温州 325609)

基于目前存在的环境问题和火电厂大气污染物的排放标准，对乐清发电厂600 MW超临界机组脱硝系统进行超低排放改造的疑难点进行分析和探讨，提出脱硝系统改造的可行方案，该方案对即将进行的超低排放改造具有指导性意义。

600 MW超临界机组；脱硝；超低排放；改造方案

0 引言

目前我国面临着越来越严重的环境压力，NOx是造成大气污染的主要污染物之一，我国NOx排放量中70%来自煤炭的直接燃烧，火力发电厂是燃煤大户，是NOx主要排放源之一[1]。2011年国务院颁布的《“十二五”节能减排综合性工作方案》中规定，到2015年，全国NOx排放总量比2010年下降10%，而浙江规定全省NOx排放量要削减18%。环保部HJ562—2010《火电厂烟气脱硝工程技术规范——选择性催化还原法》作为火电厂烟气脱硝工程的规范，其规定：SCR脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷(一般为35%BMCR)和BMCR之间的任何工况下持续安全运行。且最新的GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》规定：至2014年7月，燃煤锅炉要达到氮氧化物100 mg/Nm3的排放标准，其中，重点地区的排放标准也为100 mg/Nm3；天然气燃气轮机组的排放标准为氮氧化物50 mg/Nm3。为使机组烟气的NOx排放浓度达到燃气轮机组的排放标准，并能在最低稳燃负荷至BMCR间任何工况下投运脱硝系统，这就对火电厂脱硝设备提出了严格的要求，机组超低排放改造势在必行。

1 设备介绍

乐清电厂一期2×600 MW机组同步配套建有脱硫和脱硝系统，采用上海锅炉厂超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，其为单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬挂结构П型、露天布置燃煤锅炉。锅炉燃烧系统采用中速磨冷一次风直吹式制粉系统设计，24只直流式燃烧器分6层布置在炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈切圆方式燃烧。

原锅炉型号：SG -1913/25.4-M956，600 MW，此次锅炉增容改造后为660 MW，将实施超低排放改造，使机组烟气的主要污染物排放浓度达到燃气轮机组的排放标准。其中脱硝部分改造目标为烟囱入口NOx排放浓度不大于50 mg/Nm3，并实现最低稳燃负荷至BMCR间任何工况下投运脱硝系统。

2 机组现有烟气环保设施及排放情况

乐清电厂#1、#2机组建设时，已同步配套了相关的烟气环保设施。2013年1—12月，其烟气中氮氧化物排放情况及脱硝设施主要性能指标的统计值如表1所示。

从表1可知，乐清一期2台机组自投运以来，脱硝设施运行稳定。从排放指标看，氮氧化物满足重点区域排放标准要求(100 mg/Nm3)，但高于超低排放标准(50 mg/Nm3)。

表1 烟气中氮氧化物排放情况及脱硝设施主要性能指标

3 烟气超低排放改造方案——脱硝系统提效

3.1 原有SCR脱硝系统及锅炉低氮燃烧系统简介

乐清电厂一期2×600 MW机组烟气脱硝改造由浙江天地环保工程有限公司总承包，采用美国巴威公司的选择性催化还原(SCR)技术。烟气从省煤器引出，一台炉配置2个反应器，经过脱硝装置后，烟气接入空预器。配有烟气系统、SCR反应器吹灰系统、氨空气混合及喷射系统等。系统设计脱硝效率为70%。脱硝SCR反应器及烟道布置在锅炉省煤器外侧，一、二次风机及其烟道上方。

乐清发电厂一期机组燃烧器采用了低NOx同轴燃烧系统(LNCFS)技术，采用空气分级燃烧，配有CCOFA和SOFA风，使燃料经历富燃料燃烧和富氧燃尽2个阶段[2]，实现了总体NOx排放量大幅下降。

3.2 脱硝系统实际运行情况简介

据乐清电厂#1、#2机组2013年以来的实际运行数据，月平均SCR入口NOx浓度值均小于300 mg/Nm3，无需对燃烧器进行进一步改造，如图1所示。

图1 近期月平均SCR入口NOx浓度变化趋势

图2是近期月平均SCR出口NOx浓度变化趋势，可以看出图2与图1的变化趋势一致。2台机组的SCR出口浓度低于100 mg/Nm3，满足现有排放标准要求，但距50 mg/Nm3有一定的差距。2台机组脱硝系统有很好的稳定性，脱硝效率基本稳定地保持在60%以上。

图2 近期月平均SCR出口NOx浓度变化趋势

3.3 脱硝系统提效技术方案探讨

安装低NOx燃烧器后，机组在大部分负荷下运行时入口NOx浓度稳定地控制在300 mg/Nm3以下，运行情况较理想，因此可通过提高脱硝效率的方式，使得SCR的出口NOx浓度降低到50 mg/Nm3以下，SCR系统按照85%效率进行设计。

乐清发电厂#1、#2机组脱硝装置原设计初装2层催化剂，设计脱硝效率70%，预留第三层催化剂安装空间。本次脱硝提效需增加催化剂体积，加装预留层或者更换初装2层原催化剂，使脱硝效率由70%提高至85%。

由于#1机组催化剂安装约一年多，#2机组的催化剂安装约13个月，活性尚佳，若采用初装2层全部更换的方案会造成较大的浪费，建议在预留层增加一层新的催化剂，原有系统绝大部分设备可利旧，只需在预留层新增催化剂及声波吹灰器，更换SCR氨气调节阀即可。

3.4脱硝装置在最低稳燃负荷至BMCR间任何工况下投运的技术措施

根据乐清#1、#2机组的设计煤种，SCR脱硝装置最低连续运行温度为310 ℃。因此脱硝装置在投运负荷下入口烟气温度不能小于310 ℃，考虑到催化剂最高温度尽量控制为420 ℃，不能高于450 ℃的要求[3]，脱硝入口烟气温度控制在310～400 ℃范围内比较适合。

乐清电厂锅炉最低稳燃负荷为30%BMCR，此工况下脱硝装置入口烟气温度低于310 ℃。为达到最低稳燃负荷以上全负荷投运脱硝装置，必须提高低负荷下的SCR入口烟气温度，可以通过回热系统改造、省煤器分级、省煤器旁路(即尾部烟气旁路)等技术措施，使烟气温度保持在310 ℃以上。但乐电一期机组回热系统因无空间增设抽汽口而无法改造。

3.4.1 省煤器分级方案

将省煤器的部分受热面进行分级，减少省煤器的换热量，提高低负荷时脱硝入口的烟气温度。考虑到锅炉30%BMCR低负荷时需要将省煤器排烟温度从约280 ℃提升到310 ℃，需要将约25%的进行分级，将分级的省煤器放入SCR出口烟道上。通过分级省煤器保证锅炉给水温度，保证锅炉低负荷和BMCR工况时烟温在合适范围内。该方案整体来说简单可行，但实施后会对锅炉的效率产生一定的影响。

3.4.2 尾部烟气旁路方案

烟气旁路主要是在低负荷工况下运行，调节旁路烟道上装设的烟气调节挡板控制烟气温度。高负荷运行时关闭旁路烟道挡板。

尾部烟气旁路方案中系统布置简单、烟温调节灵活，可保证脱硝装置在锅炉最低稳燃负荷至BMCR间任何工况下投运，但机组如果长期不在低负荷运行，也就是挡板门处于常闭状态，会导致积灰打不开，这将成为检修疑难点，而且烟气侧的阻力会稍有增加。

综上所述，省煤器分级技术措施相比较优，可在机组检修时进行方案的实施。