火電廠氮氧化物超低排放改造工程實例研究

金　輝，潘旭東（.邳州市環境保護局；.江蘇徐塘發電有限責任公司，江蘇　邳州　300）

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火電廠氮氧化物超低排放改造工程實例研究

金輝1，潘旭東2
（1.邳州市環境保護局；2.江蘇徐塘發電有限責任公司，江蘇邳州221300）

摘要：江蘇徐塘發電有限責任公司計劃對電廠#7號機組的煙氣脫硝系統進行進一步提效改造，在滿足《火電廠煙氣排放標準》（GB13223-2011）中規定的排放限值的基礎上，達到以天然氣為燃料的燃氣輪機組的排放標準，即NOx排放濃度不大于50mg/Nm3。該項目的改造技術方案對火電行業具有示范作用。

關鍵詞：火電；氮氧化物；超低排放

0　引言

根據國家發改委“關于印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020）》的通知”，東部地區新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值，穩步推進東部地區現役30萬千瓦及以上公用燃煤發電機組和有條件的30 萬千瓦以下公用燃煤發電機組實施大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值的環保改造，2014 年啟動800 萬千瓦機組改造示范項目，2020年前力爭完成改造機組容量1.5 億千瓦以上。

江蘇省《省政府辦公廳關于轉發省發展改革委省環保廳江蘇省煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）的通知》要求，到2018年年底，江蘇全省10萬千瓦及以上燃煤機組大氣污染物排放濃度基本達到燃機排放標準（即在基準氧含量6%的條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米）。《江蘇省物價局關于明確燃煤發電機組超低排放環保電價的通知》（蘇價工［2014］356號）明確指出，超低排放機組是指新建或改造后燃煤發電機組的排放達到燃氣發電的超低排放標準（煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于5、35、50毫克/立方米）并經省環保廳整體驗收合格的機組。

為落實國家、省相關通知要求，江蘇徐塘發電有限責任公司于2015年9月20日至12月20日對7號機組開展煙氣污染物超低排放改造，2015年12月18日完工，2015年12月31日完成環保竣工驗收。本研究分析了該公司氮氧化物超低排放改造工程，項目脫硝技術方案對火電行業具有參考示范作用。

1　項目基本情況

江蘇徐塘發電有限責任公司位于江蘇省邳州市，公司現有320MW機組2臺（簡稱#4～5機組）、330MW機組2臺（簡稱#6～7機組），其中#7機組于2005年底投產，于2011年、2013年進行燃燒器和脫硝改造，改造后燃燒設計煤種爐膛出口NOx排放濃度不大于300mg/Nm3，脫硝采用選擇性催化還原法（SCR）工藝，還原劑采用液氨，SCR裝置設計參數為：脫硝入口NOx排放值不高于400 mg/Nm3，脫硝效率不低于80%。根據最新的性能測試報告，#7機組平均負荷302MW脫硝入口NOx排放平均值328.2 mg/Nm3（干基、6%含氧），脫硝出口排放濃度48mg/Nm3，脫硝效率85.39%。平均負荷為259MW，#7機組脫硝系統進口氮氧化物質量濃度352.2mg/m3（標態、干基、6%O2），出口氮氧化物質量濃度43.3mg/m3（標態、干基、6%O2），脫硝效率平均值為87.68%。

2　改造技術原則

電廠煙氣脫硝改造方案從現有裝置實際運行情況出發，遵循“改造技術成熟、可靠、先進；改造措施經濟、合理、有效；改造后設備運行穩定、安全；整機使用壽命周期長，達到燃機排放標準”的原則，針對存在的實際問題提出建設性的改造措施，做到“范圍明確、重點突出、便于實施、縮短工期”。

3　改造技術方案

3.1原有鍋爐低氮燃燒系統和SCR脫硝系統簡介

燃燒器為四角布置，切向燃燒，直流擺動式燃燒器，采用切圓布置方式，鍋爐1號、4號角燃燒器中心線與前墻水冷壁分別形成37° 和45°角。每角燃燒器風箱分成十四層，其中A、B、C、D、E五層為一次風噴嘴，其余九層二次風噴嘴。燃燒器噴口采用一、二次風間隔布置形式，從上至下的布置順序為OFA、EE、E、DE、D、CD、C、BC、B、AB、A、AA。一次風噴口布置有周界風， B層燃燒器2009年被改造為小油槍燃燒器。6層二次風噴口，分別為EE、DE、CD、BC、AB、AA，其中有AB、BC、DE三層二次風中布置有油槍點火裝置。燃燒器EE層二次風噴口上部布置有一層緊湊式燃盡風（OFA），OFA噴口上部約2米布置兩層SOFA噴口，以減少燃燒器區域過量空氣系數，降低爐內NOx成分。一次風燃燒器采用WR垂直濃淡燃燒器，風箱被分割成14層風室，各風室之間分別向對應的周界風、二次風和OFA噴口單獨供風，各層風室的風量分配通過各風室入口的風門擋板的開度來實現，各風門擋板開度由其對應的電動執行器調節。燃燒器噴口的擺動由擺動機構和其相對應的執行器來執行，各層煤粉噴口均可上下擺動20°，二次風噴嘴擺動均可上下擺動30°。

因NOx排放過高，電廠于2013年對#7機組實施了低NOx燃燒系統的改造。采用的主要改造方案如下：

采用分級送入的高位分離燃盡風系統，燃盡風噴口能夠垂直和水平方向雙向擺動，有效控制汽溫及其偏差； 采用先進的水平濃淡風煤粉燃燒技術，并采用噴口強化燃燒措施，有效降低NOx排放，強化劣質煤的燃燒穩定性，保證高效燃燒，并拓寬燃料適應性； 高濃縮比、低阻力新一代煤粉濃縮技術，確保煤粉及時著火，NOx大幅度減排，燃料適應性變寬；采用延遲混合型一、二次風以及帶側二次風的周界風噴口設計，確保NOx大幅度減排；對二次風系統的風箱護板、風門等進行檢修及修復，保證其密封性。根據低氮燃燒器改造工程技術協議，在燃燒設計煤種時，對于脫硝裝置入口煙氣的NOx排放濃度保證值為不大于350mg/Nm3。原有煙氣脫硝系統由上海電氣公司以EPC總承包的方式建設。采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝工藝，還原劑采用液氨，催化劑為板式；SCR煙氣脫硝系統采用高灰段布置方式，即SCR反應器布置在鍋爐省煤器出口和空氣預熱器之間，每臺爐配置兩個SCR反應器，脫硝系統不設煙氣旁路和省煤器高溫旁路系統；脫硝系統包括SCR脫硝裝置、煙氣系統、液氨存儲及蒸發系統、氨稀釋及噴射系統等。脫硝裝置處理100%煙氣量，催化劑安裝兩層，預留一層安裝位置，在鍋爐正常負荷范圍內煙氣脫硝效率均不低于80%，SCR出口NOx含量不高于100 mg/Nm3。

3.2NOX排放目標值

改造實施后，SCR系統出口NOX的排放濃度降低到50mg/Nm3以下，達到或低于《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2001）燃氣輪機組的NOX排放指標，實現清潔排放。

3.3脫硝系統改造方案

結合原脫硝系統EPC總承包商的計算結果，綜合考慮初裝兩層催化劑的衰減速率、現有脫硝性能、新舊催化劑的相容性，并結合電廠實際運行過程中的相關情況和技術參數，確定本次改造方案。在原備用層增加新加裝催化劑+原催化劑，滿足NOx排放值在50mg/N m3、脫硝效率＞87.5%、氨逃逸率＜3ppm；化學壽命＞24000h的性能保證要求加裝一層催化劑后，脫硝效率≥87.5%，脫硝裝置入口煙氣NOx濃度按350mg/Nm3，出口濃度≤50mg/Nm3。

3.4脫硝改造費用

經核算，預留層加裝滿足脫硝效率的催化劑層，SCR反應裝置在結構和空間上均不影響原有設計且可實現預期脫硫效率，現有氨區還原劑系統的出力均可滿足運行要求，只需在改造實施加裝催化劑的同時安裝預留層的吹灰器及少量電纜、管線等輔材，總體改造費用約700萬元/爐。

4　環境效益和社會效益

4.1環境效益

改造后，NOx排放濃度大幅下降，約為：10～30mg/Nm3，顯著改善區域環境大氣質量。

4.2社會效益

改善大氣環境質量和當地的居住和旅游環境，有利于加強企業同周邊群眾的關系，為企業創造一個安定、團結的良好工作氛圍，為企業在激烈的市場競爭中提高知名度，為提高競爭能力奠定良好基礎，增加大唐集團的美譽度和影響力，為企業和大唐集團的可持續發展創造良好的條件，其社會經濟效益是十分明顯的。

參考文獻：

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DOI:10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.11.001

作者簡介：金輝（1976-），男，江蘇邳州人，本科，工程師，研究方向：環境保護。