華能福州電廠脫硝改造工程的設計和施工特點

張戰鋒

(華能福州電廠，福州市 350200)

0 引言

為控制燃煤電廠的 NOx排放［1］水平，我國于2011年9月頒布了GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》［2］。燃煤電廠鍋爐的NOx控制技術主要分為爐內低NOx燃燒技術和爐后煙氣脫硝技術二大類［3］。爐內低NOx燃燒技術主要通過改變燃燒器的風、煤比例，控制燃燒氣氛，利用欠氧燃燒生成的HCN與NH3等中間產物來抑制還原已經生成的NOx。低NOx燃燒技術可采用低NOx燃燒器及選用空氣分級、燃料再燃等方法。煙氣脫硝技術有選擇性催化還原(selective catalytic reduction，SCR)、選擇性非催化還原(selective non-catalytic reduction，SNCR)及SNCR、SCR混合煙氣脫硝技術。目前SCR煙氣脫硝技術在國際上應用最為廣泛，日本、美國及歐洲等國家和地區的大多數電廠基本都應用該技術。與其他技術相比，SCR脫硝技術投資大、改造施工難度大，但裝置結構簡單、技術成熟、脫硝效率高、便于維護，系統的脫硝效率可高達95%［3-5］。華能福州電廠脫硝改造工程采用SCR脫硝技術，本文論述該工程的設計和施工特點。

1 華能福州電廠脫硝改造工程概況

1.1 改造工程簡介

華能福州電廠一、二期工程各安裝2臺350 MW燃煤發電機組，分別于1988、1998年建成投產。一、二期工程機組均配置日本三菱公司設計制造的CE型、亞臨界參數、強制循環、一次中間再熱、平衡通風、固態排渣、四角切圓燃燒煤粉鍋爐。為使新建三期工程2臺660 MW機組通過環保達標驗收，環保部門要求三期工程同步安裝80%效率的SCR脫硝裝置，并對一、二期工程中的2臺鍋爐進行效率不低于70%的脫硝改造。為更好地承擔社會責任，電廠計劃對一、二期工程的4臺鍋爐全部進行脫硝改造，一期工程2臺鍋爐的脫硝改造已于2010年完成，二期工程2臺鍋爐的脫硝改造將于2012年完成。

本改造工程采用SCR脫硝技術方案，主要特點為:單爐雙反應器設置及高灰型布置;反應器布置在省煤器與空氣預熱器之間的高含塵區域;在燃用設計煤種及校核煤種、鍋爐最大連續出力(boiler maximum continuous rating，BMCR)工況、處理100%煙氣量條件下，脫硝反應器與還原劑供應系統按脫硝效率不低于70%設計;設置SCR反應器煙氣旁路。采用蜂窩式催化劑，按照“2+1”模式布置。一、二、三期工程6臺鍋爐的脫硝裝置共用1個還原劑制備系統、1個儲存與供應系統。

1.2 設計參數

本改造工程煙氣脫硝設計方案:SCR高灰型布置，還原劑為液氨，每臺爐設2個SCR反應器，催化劑為蜂窩式。在鍋爐燃用設計煤種、鍋爐正常負荷范圍(50% ～100%BMCR)、SCR裝置入口NOx平均含量為600 mg/m3、煙氣入口溫度為315～420℃條件下，主要設計參數及性能如表1所示。

?

2 一期工程SCR脫硝系統設計及施工特點

2.1 SCR脫硝裝置鋼結構

SCR脫硝裝置鋼結構主要承載反應器本體、進出口煙道、灰斗等的荷載，其設計要滿足柱網布置及承載要求，并且要考慮反應器截面的長、寬比例及煙氣流場特性。

由于煙氣脫硝改造工程涉及鍋爐原有基礎和鋼架的荷載變化，因此SCR脫硝裝置鋼結構應盡可能設計成獨立結構，以使傳遞到鍋爐的荷載能減小。

一期工程鍋爐建設時并未預留脫硝裝置的位置，爐后的空間相當狹小，并且此空間原有很多管道、設備及電纜橋架，給改造工程設計造成很大的困難。SCR脫硝裝置支架設計在爐后與電除塵器之間的通道兩側，從爐后至電除塵器方向共設計了3排、12根鋼柱。原有爐后與電除塵器通道寬為6.26 m，新建3排鋼架后，通道寬不足4 m，并且此區域鋼架與電除塵器進口煙道鋼柱交錯布置顯得雜亂。因此，設計時要求將原有電除塵器進口煙道支架拆除，將其荷載由脫硝裝置鋼架承擔。經此處理爐后區域顯得整齊、合理了。

2.2 SCR脫硝裝置本體

2.2.1 反應器

反應器截面尺寸為12 m×6.9 m，設置在省煤器與空氣預熱器之間的高含塵段，1臺爐設2個反應器，煙氣豎直向下流動，在反應器的進、出口均設置灰斗。為減小系統阻力，反應器進、出口均設置導流板。設計時要考慮反應器及其進、出口煙道熱膨脹的補償措施。

2.2.2 反應器旁路

一、二期改造工程均設置了SCR反應器旁路。設置旁路的優點［6］為:

(1)在鍋爐啟、停過程中保護反應器內部的催化劑。鍋爐啟、停時工況變化較大，一些易于凝結的煙氣成份在催化劑表面結露，可造成催化劑堵塞;低負荷投油燃燒時，未燃盡的燃油會隨煙氣進入SCR反應器，這部分油很可能粘附在催化劑表面，大量吸附煙氣中的灰塵，造成煙塵在催化劑的微孔中堆積，堵塞催化劑，使反應效率降低。因此在鍋爐啟、停階段投入SCR旁路，待鍋爐升負荷穩定，脫硝系統具備運行條件后再投入SCR反應器，如此可很好地保護催化劑，延長使用壽命。

(2)鍋爐運行異常時可保護催化劑。當發生省煤器泄漏、空氣預熱器水洗，或其他可能導致催化劑損壞的意外事故時，可以投入旁路運行。

(3)方便SCR脫硝裝置本體檢修。鍋爐運行期間，若因反應器內部堵灰或其他故障需要檢修時，可打開旁路擋板，切換至旁路運行，無需停爐。

2.2.3 吹灰器

每臺SCR反應器的每層催化劑設置3臺聲波吹灰器和2臺蒸汽吹灰器。3臺聲波吹灰器中的2臺布置在SCR反應器寬度方向，1臺布置在長度方向。聲波吹灰介質為鍋爐雜用壓縮空氣，壓力為0.6～0.7 MPa，聲波吹灰器在投入順控自動時，逐一啟動各臺吹灰器運行，每臺、每次運行時間為10 s。采用伸縮式耙式蒸汽吹灰器，2臺均設置在反應器寬度方向。吹灰介質為從鍋爐吹灰蒸汽母管引出的蒸汽，壓力為2.5 MPa、溫度為380℃。

2.2.4 灰斗輸灰系統

為使吹灰系統簡單、易于操作，灰斗輸灰系統控制邏輯的設計理念保持與電廠現有真空輸灰系統一致，即以真空值控制出灰時間，以電廠的真空風機作為氣力除灰系統的動力源，將SCR脫硝輸灰系統并入電廠現有真空輸灰系統。

2.2.5 脫硝催化劑

選用奧地利CERAM公司生產的蜂窩催化劑，主要成份為 TiO2、V2O5、WO3等，化學使用壽命為24 000 h。催化劑整體成型，節距為7.4 mm;壁厚為0.9 mm。催化劑對于脫硝系統入口煙氣溫度(315～420℃)有良好的適應性，能承受運行溫度420℃(每年至少3次，每次至少5 h)的考驗，而不產生任何損壞。催化劑層數按照“2加1”布置，本期安裝2層，每層安裝42個模塊，模塊之間設計有防止煙氣短路的密封系統。

2.3 還原劑儲存和制備系統

脫硝系統還原劑采用液氨，其儲存與制備系統包括液氨卸料壓縮機、液氨儲罐、液氨蒸發槽、氨氣緩沖槽、廢水池及廢水泵等設備。為確保安全，在氨區設置了消防水系統及事故噴淋系統，并且設有氨泄漏監測儀。為檢測液氨儲存及供應系統的嚴密性，在氨區的液氨儲罐、液氨蒸發槽、氨氣緩沖槽等處，備有氮氣吹掃管線以及氮氣減壓供應裝置。在液氨卸料及檢修之前，通過氮氣吹掃管線對相應管道進行嚴格的氮氣置換。

在設計氨站時將一、二、三期工程一并考慮，即全廠3期工程共用1個氨站。一、二期與三期工程各用1套氨區設備，互為備用。為保證電廠運行更方便、維修更簡單，一、二期與三期工程的氨系統統一設計，設備廠家、型號等都要一致。氨區的蒸汽、儀用氣、工業水等系統采用母管制，在氨氣緩沖槽出口分別有3根供氨管道接至3期工程區域，再分別供給每期工程各自的2臺爐。

2.4 氨/煙氣噴射與混合系統

氨/煙氣噴射與混合系統主要有噴氨格柵、靜態混合器、氨氣調節閥組等設備。該系統的作用是確保氨與空氣混合物噴入煙道，與煙氣充分混合，達到煙氣中的NH3/NO均勻分布，力求以靜態混合系統的最小阻力換取最佳的混合效果。要求采用計算流體動力學輔助設計，以物理實體流場模型試驗為依據，對噴氨格柵、靜態混合器的結構、數量、布置形式進行設計。噴氨格柵設置在SCR脫硝裝置進口煙道上升段，每個反應器沿寬度方向設置12路氨噴射管道，每路管道設噴嘴12個，沿煙氣方向向上噴射。

3 脫硝工程涉及的設備改造

3.1 煙道改造

鍋爐的煙氣原從省煤器直接進入空氣預熱器，加裝脫硝裝置后，增加了SCR反應器，改變了煙氣走向，必須對煙道系統進行改造。因脫硝系統設有旁路，所以煙氣系統的改造主要為:在省煤器出口引出SCR脫硝裝置進口煙道并安裝煙氣進口擋板，在空氣預熱器進口引出SCR脫硝裝置出口煙道并安裝煙氣擋板，將原有空氣預熱器進口二次風擋板割除替換為脫硝旁路擋板。煙道系統改造工期約35天。

3.2 鍋爐鋼架加固

由于SCR反應器的進、出口煙道必須穿越鍋爐J1排鋼架，因此在反應器進、出口煙道位置處的J1排鋼架必須拆除或改動。SCR反應器進、出口煙道與鍋爐省煤器、空氣預熱器相連，有部分荷載傳遞到鍋爐鋼架，所以必須對原鍋爐鋼架受力進行校核驗算，以確定原鍋爐鋼架的加固形式及原鍋爐鋼架基礎是否需要加固。

根據哈爾濱鍋爐廠的鋼架受力驗算結果(委托)，鍋爐鋼架采用在原有鋼梁、立柱、斜撐貼焊鋼板的基礎上進行加固的方案，每臺爐加固量約70 t。加固工作在停爐期間進行，加固前先將鍋爐鋼架處原有的管道、動力及控制電纜改道，總加固工期約35天。

3.3 空氣預熱器改造

為防止因增加脫硝系統，在空氣預熱器入口產生的NH4HSO4粘污、堵塞空氣預熱器冷段受熱面，需要對空氣預熱器受熱面形式與材質進行改造。按照西安熱工院提交的《福州電廠一、二期脫硝改造可研報告》，一期工程2臺爐的空氣預熱器采用整體更換方案。空氣預熱器冷端受熱面采用碳鋼鍍搪瓷材料。在投入100名施工人員的情況下，整體更換工期約50天。

3.4 引風機改造

由于增加了脫硝裝置，鍋爐煙氣系統阻力增加，需要增加引風機壓頭。增加的阻力主要包括SCR反應器(主要為催化劑)阻力、SCR反應器進口和出口煙道阻力、更換空氣預熱器后所增阻力和空氣預熱器因堵塞所增阻力。一期工程在使用3次催化劑的情況下，阻力約增加1 kPa。綜合各項因素，根據對現有引風機壓頭余量的核算結果，引風機也采用整體更換方案。

4 幾個值得探討的問題

(1)噴氨格柵采用在反應器進口豎直煙道內沿水平方向單層布置的方式，不利于還原劑沿煙道深度方向均勻分布。建議將噴氨格柵改為雙層布置。

(2)SCR脫硝裝置入口煙氣擋板執行機構為全開全關型，在脫硝系統投入操作中若1次全開，會影響空氣預熱器的傳熱性能，使空氣預熱器出口二次風溫急劇下降(2號爐在首次操作中，當SCR脫硝裝置入口擋板手搖開大到30%時，空氣預熱器出口二次風溫快速下降60℃)，從而對磨煤機效率及爐膛燃燒工況造成很大影響。建議將SCR脫硝裝置入口煙氣擋板設計為遠方中停結構。

(3)設計時應重視隨鍋爐膨脹設備的支撐(吊)點的位置。如旁路擋板密封風管支撐點位于鍋爐鋼架上，顯然不合適。

(4)脫硝系統退出約10天，打開人孔門檢查，發現SCR脫硝裝置入口煙氣擋板后的積灰高達1 m多，漏灰容易影響擋板門的開關，并易堵塞氨噴射器的噴嘴。為此建議對入口擋板是否設計成帶密封風結構的問題作進一步探討。

(5)設置旁路擋板后增加了系統的靈活性，同時可在低負荷時保護催化劑。但是，旁路擋板水平布置時要考慮積灰荷載，同時若經長時間關閉后一旦開啟，執行機構容易使電氣保護動作，并且大量積灰會對空氣預熱器造成影響。為此建議對設置旁路擋板的必要性問題作進一步探討。

(6)增加脫硝裝置后，為減小NH4HSO4對空氣預熱器冷端受熱面的影響，將冷端受熱面改為碳鋼鍍搪瓷型。在1、2號爐完成改造投入運行后，發現鍋爐排煙溫度達不到原設計及改造前參數。1號爐A、B空氣預熱器出口煙溫保證值為(124±3)℃，實測值分別為139.2、138.9℃，修正至設計條件后為134.8℃，超標7.8℃。建議對此問題進行探討。

5 結語

目前國內燃煤機組煙氣脫硝改造工作尚處于起步階段，隨著國家對環保要求的日趨嚴格及電力企業履行社會責任意識的不斷提高，在未來幾年內，脫硝改造工作將會在現役機組中大力開展。華能福州電廠脫硝改造工程的成功實施，將在設計、施工、試運等方面為燃煤機組的脫硝改造提供經驗。

［1］鐘秦.燃煤煙氣脫硫脫硝技術及工程應用［M］.北京:化學工業出版社，2002.

［2］GB 13223—2011火電廠大氣污染物排放標準［S］.

［3］張強.燃煤電站SCR煙氣脫硝技術及工程應用［M］.北京:化學工業出版社，2007.

［4］于洪，劉慷.選擇性催化還原煙氣脫硝技術在玉環電廠4×1 000 MW機組上的應用［J］.電力環境保護，2009，25(3):1-3.

［5］付興金，王海良，孫藝心，等.哈鍋SCR脫硝技術在廣東德勝電廠的應用［J］.鍋爐制造，2010(1):30-32.

［6］程星星，金保升，仲兆平，等.SCR脫硝裝置對鍋爐系統整體的影響理論分析［J］.鍋爐技術，2010，41(2):28-30，52.