貴溪電廠300MW 機組脫硝改造工程可行性研究

韓昀 楊世極 劉俊

（1重慶遠達煙氣治理特許經營有限公司 重慶 400060 2西安熱工研究院有限公司 陜西西安 710032 3中煤科工集團重慶研究院有限公司 重慶 400037）

貴溪發電有限責任公司（以下簡稱“貴溪電廠”）2×300MW機組鍋爐當前NOx排放濃度約430 mg/m3~600mg/m3（標態，6%O2，5%NO2），電廠擬采取措施進行氮氧化物減排治理，并就此委托西安熱工研究院有限公司進行2×300MW 機組鍋爐脫硝改造工程的可行性研究[1]。

1 項目概況

貴溪電廠二期2×300MW機組位于江西省貴溪市城東，信江北岸，距城區老街2km。本工程建設規模是2臺300MW機組建設脫硝裝置，其中，還原劑儲存及制備區在電廠現有的2×640MW機組的液氨儲存與制備區進行擴容，成為全廠2×640MW+2×300MW機組的公用系統。

2 鍋爐概況

貴溪電廠2×300MW 機組鍋爐為東方鍋爐（集團）股份有限公司生產的型號為DG1025/17.4-Ⅱ4的亞臨界壓力、中間一次再熱、四角切圓燃燒、自然循環汽包鍋爐。鍋爐采用平衡通風、中速磨煤機冷一次風正壓直吹式制粉系統。單爐膛п 型、固態排渣、全鋼結構、全懸吊、爐頂帶金屬防雨罩布置。

3 脫硝工程設計

3.1 設計參數與性能要求

脫硝裝置必須滿足機組正常運行負荷要求，能適應130~300MW范圍的負荷波動。SCR裝置按照滿足《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）NOX排放濃度低于200mg/m3進行設計。

根據摸底試驗煤質資料、BECR工況下，鍋爐省煤器出口煙氣量約937810m3/h（標態、濕基、實際氧）。同時，根據鍋爐設計資料，BECR工況下，在原鍋爐設計煤質省煤器出口煙氣量約為881882m3/h（標態、濕基）。因此，建議采用937810 m3/h（標態、濕基、實際O2）或968289 m3/h（標態、干基、6%O2）作為脫硝裝置設計入口煙氣量。

3.2 工程總體布置

脫硝改造工程的布置主要包括SCR反應器系統及脫硝還原劑公用系統等兩部分。脫硝改造工程的總體布置應力求對主機的影響最小，因地制宜，充分利用地形條件，考慮施工條件，并滿足《火力發電廠總圖運輸設計技術規程》（DL/T5032-2007）[2]，《火力發電廠煙氣脫硝設計技術規程》（（DL/T5032-2007）[3]等規范及勞動安全與工業衛生防范的有關要求。工程布置宜合理，做到工藝流程順暢，物流方便，符合廠區的總體規劃和要求。

4 低氮燃燒改造

4.1 改造背景

貴溪電廠二期鍋爐燃燒系統采用了早期的水平濃淡燃燒器和緊湊型燃盡風，在原始設計中著重考慮燃燒穩定性、安全性、高燃燒效率的基礎上提高鍋爐效率，這種集中送風富氧強化燃燒的設計是為了提高煙煤的著火燃盡，但會導致鍋爐NOx排放濃度較高。在原鍋爐設計中，（1）燃燒器雖然采用了水平濃淡濃縮器，煤粉的濃淡分離有利于煤粉的及時著火和穩燃，同時兼顧降低NOX的生產，但是早期的一次風噴口未將水平濃淡濃縮器分離后的濃煤粉和淡側氣流分別送人爐膛，在爐內燃燒的過程中淡側氣流過早的與濃煤粉混合，降低了濃淡分離的效果；（2）從燃燒器的配風布置來看，一二次風相間交替布置，二次風與一次風及時混合，及時補充燃燒用空氣，能達到強化燃燒，滿足鍋爐燃燼的要求。

因此，貴溪電廠機組鍋爐燃燒系統采用的燃燒器布置及配風方式，是造成NOX排放量較高的主要原因，歸納為以下三個方面：（1）鍋爐燃燒器配風包括一次風、二次風和原頂二次風（OFA）噴口形式和爐內空氣動力場的組織，已不能適應更低NOX排放的要求；（2）原頂二次風（OFA）風量低，主燃燒器區域化學當量比較高，爐內空氣分級燃燒程度有限；（3）未設置專門的分離型OFA風，原頂二次風（OFA）與主燃燒區域拉開距離不夠，還原區高度較小，煤焦粒子在還原區的行程和駐留時間不夠。

4.2 改造目標

在當前的燃煤條件和燃燒系統下，采取新型的低氮燃燒技術改造后，可實現如下性能指標：（1）鍋爐NOx排放濃度不高于300mg/m3，CO含量不大于100μL/L；（2）不降低鍋爐效率和低負荷穩燃特性，不惡化爐膛結渣和高溫腐蝕；（3）不改變鍋爐汽溫調節方式，不增加爐膛出口兩側煙溫偏差；（4）鍋爐過、再熱汽溫和過、再熱器減溫水量維持現有的水平。

4.3 改造方案

為了在煤粉燃燒過程中控制NOx生成量，需要在爐內整體空間實施空氣分級燃燒，而為了不降低煤粉的著火穩燃和燃盡，則還需采取新型高效濃淡燃燒器，提高一次風粉流量分配的均衡性和燃盡風與上游煙氣的混合均勻性。基于以往工作經驗，針對貴溪電廠二期鍋爐的低氮燃燒改造方案如下：

4.3.1 改造方案中的DBC-MDSS燃燒器仍為四角布置、切圓燃燒方式，采用上下濃淡垂直分離直流式煤粉燃燒器，除微油點火煤粉燃燒器和底二次風外，其余噴口采用擺動式設計，調整原OFA頂二次風標高位置和數量，并新增布置兩層分離式燃盡風調風器。爐膛四角燃燒器的安裝中心線在爐膛中心形成大小兩個假想切圓，主二次風和一次風淡相氣流在此形成逆時針的主氣流旋轉，濃相一次風反切一定角度在爐膛中心形成順時針小假想切圓，部分二次風（側邊風）正向偏轉一定角度噴入爐膛。爐膛中心的假想切圓直徑保持原來的Φ772mm和Φ681mm，燃燒器安裝中心線與側墻水冷壁的夾角保持原來設計的44°和48.5°。

4.3.2 綜合考慮燃燒穩定性和結焦安全性，每組中的一次風噴口間距適當調整，二次風噴口根據新噴口的布置型式、結構和風量的調整重新設計更換，新增加布置的分離式燃盡風噴口與主燃燒器適當拉開布置。燃燒器一、二次風布置方法采用傳統的典型布置方案，有利于穩燃和煤粉的燃盡，控制爐渣可燃物含量。另外四層一次風煤粉燃燒器采用DBC-MDSS燃燒器，抑制NOX的生成，強化已生成NO的還原反應，降低NOX排放總量。

4.3.3 每角燃燒器仍布置一層微油煤粉直接點火燃燒器，實現煤粉直接點火。同時僅保留2層燃油裝置，主油槍出力不變，油槍霧化方式不變，電廠可根據鍋爐啟動時的升溫、升壓的情況，決定投入主油槍的數量，從節油點火的角度出發，可調整主油槍的出力。原燃油系統可以保持不變。

4.3.4 原燃燒器火檢設備不需改動，改造設計油、煤火檢共需28套（20個煤、8個油），原設計油、煤火檢共32套，可以利舊回用，改造設計僅重新火進行檢開孔定位，并提供配套定位安裝直管，相應火檢管路系統及附件也可以不改動。

4.3.5 燃燒器需整體更換，重新設計燃燒器各風室、導流板和入口風門擋板，并更換二次風噴口，更換新型的一次風噴口和DBC-MDSS燃燒器；燃燒器仍保留原有的與水冷壁法蘭固定連接方式，燃燒器與水冷壁在熱態時相對滑動；新增燃盡風調風器也采用與水冷壁法蘭固定連接方式，故鍋爐該區域角部水冷壁應做相應改造。

4.3.6 所有燃燒設備的荷重及與燃燒器連接的風粉管道傳遞的荷重全部有水冷壁承擔。

4.3.7 在主燃燒器LOFA噴口上方增加布置分離式HOFA燃盡風噴口，燃盡風占爐膛總風量的比率可達到25%～30%。

4.3.8 低位燃盡風LOFA采用逆時針切圓布置，低位燃盡風同中組燃燒器共用風箱，可垂直上下擺動±30°；高位燃盡風噴口可垂直上下擺動±15°，同時預置水平反切15°，以減小煙氣殘余旋轉程度，從而減小爐膛出口兩側的煙溫偏差和氣溫偏差。為適應煤質變化和鍋爐負荷變化對爐膛出口煙溫偏差的影響，增加燃燒器消除煙氣殘余旋轉的調節手段，設計中高位燃盡風噴口還可手動水平擺動±10°，噴口反切調節范圍從5°～25°可調，用以調節燃盡風對煙氣殘余旋轉的影響程度和與煙氣的混合均勻度，提高煤粉的燃盡效率。

5 SCR 改造

一套完整的SCR系統包括：催化劑、反應器、氨氣制備系統、氨噴射與混合系統及監測系統等。SCR系統需要根據機組條件（煤質、爐型、煙氣參數、負荷率等）、催化劑的受限因素（煙氣痕量氣態物質、飛灰含量及特性、煙氣溫度范圍、酸露點）及性能要求（脫硝效率、壓降、氨逃逸、催化劑使用壽命）等，對反應器系統（煙道、灰斗與頂部結構、氨噴射混合系統、催化劑結構與布置、吹灰器）等進行合理設計[4,5]。

對于高灰型SCR工藝（圖1），煤種礦物組成決定了省煤器出口的煙氣參數，直接影響到脫硝裝置的運行條件。為此，需要借鑒其它案例經驗，針對燃料特性，對工藝的設計與選型進行針對性考慮。SCR裝置的入口煙氣參數如下：

（1）煤種灰含量較高，理論計算煙氣中的飛灰濃度約為20g/m3~50 g/m3，平均約為40g/m3。飛灰粒徑小于38.47μm的顆粒體積含量大于75%，粒徑平均值約為26.14μm。本工程的飛灰具有粒度小、硬度大、粘性高的特點；（2）飛灰中的堿土金屬氧化物（CaO與MgO）含量約為5%，SiO2與Al2O3含量之和約80%；（3）可溶性堿金屬鹽（K，Na等）的堿性比NH3大，堿金屬鹽與催化劑活性成分反應，造成催化劑的中毒。在燃煤鍋爐中，堿金屬鹽大都是難溶性的，堿金屬對催化劑的毒化較小；（4）空預器入口中煙氣的SO2排放濃度約為700μL/L~1450μL/L，假設爐內約有1.0%的SO2轉化為SO3，則SO3含量7μL/L~15μL/L；（5）固態排渣爐煙氣中的氣態砷含量很低，可不予考慮催化劑砷中毒的影響；（6）省煤器出口煙氣合適，達311℃~365℃，能滿足目前常規脫硝催化劑的活性溫度要求。

圖1 高灰型SCR 工藝系統

6 結論

6.1 鍋爐燃燒系統采用四角切圓燃燒方式，NOx排放濃度達430 mg/m3~600mg/m3，為實現低于200mg/m3的NOx控制目標和綜合脫硝效率70%的要求，從技術、投資、運行成本、安全、遠期擴容、煤種適應能力及廠區現有條件等多角度考慮，建議采用LNB+SCR的脫硝改造技術路線。

6.2 采用LNB+SCR脫硝改造路線，首先通過LNB控制爐膛出口NOx到300mg/m3以下，利用49%脫硝效率的SCR裝置將NOx由350mg/m3控制到178.5mg/m3。SCR工藝采用高灰型布置，按“2＋1”模式布置催化劑，設蒸汽吹灰器和聲波吹灰器，不設反應器旁路和省煤器旁路。

[1]楊世極.貴溪電力有限責任公司2×300MW機組脫硝改造工程可行性研究報告[R].2012.

[2]中華人民共和國國家發展和改革委員會.火力發電廠總圖運輸設計技術規程DL/T5032-2007[S].2007.

[3]國家能源局.火力發電廠煙氣脫硝設計技術規程DL/T5032-2007[S].2007.

[4]劉學軍.SCR脫硝技術在廣州恒運熱電廠300MW 機組上的應用[J].中國電力,2006,39(3):86-89.

[5]高巖,欒濤,彭吉偉.燃煤電廠真實煙氣條件下SCR催化劑脫硝性能[J].化工學報,2013,64(7):2611-2618.