第六節(jié)　NO_x超低排放工程實(shí)例

一、SCR脫硝工程應(yīng)用實(shí)例

某電廠2×600MW超臨界機(jī)組鍋爐是采用美國(guó)阿爾斯通技術(shù)設(shè)計(jì)制造的SG-1913/25.40-M950型鍋爐，機(jī)組是國(guó)內(nèi)首臺(tái)自行設(shè)計(jì)的超臨界機(jī)組。脫硫部分采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，分別與主體工程于2005年11月和12月并網(wǎng)發(fā)電運(yùn)行。脫硝部分采用高塵布置的選擇性催化還原法（SCR）（見圖2-59），設(shè)計(jì)脫硝效率不低于80%，總投資為2.64億元（建筑工程費(fèi)為2112萬(wàn)元、設(shè)備購(gòu)置費(fèi)為13992萬(wàn)元、安裝工程費(fèi)為4488萬(wàn)元、其他費(fèi)用為5808萬(wàn)元），僅催化劑購(gòu)置費(fèi)就高達(dá)10067.8萬(wàn)元。2006年1～3月，脫硝系統(tǒng)投入運(yùn)行。脫硝系統(tǒng)有關(guān)設(shè)計(jì)參數(shù)見表2-6和表 2-7。機(jī)組設(shè)計(jì)煤種為煙煤，校核煤種為褐煤，催化劑采用日立造船株式會(huì)社生產(chǎn)的NO_xNON700S-3型脫硝催化劑，催化劑形狀為陶瓷質(zhì)地的三角間距蜂窩狀，主要成分為Ti-V-W（鈦-釩-鎢）。

（一）工藝流程

氨氣進(jìn)入SCR反應(yīng)器上方，通過(guò)噴霧裝置和煙氣均勻混合。混合后煙氣通過(guò)反應(yīng)器內(nèi)催化劑層進(jìn)行還原反應(yīng)，并完成脫硝過(guò)程。脫硝后的煙氣再進(jìn)入空氣預(yù)熱器繼續(xù)進(jìn)行熱交換。

1.液氨儲(chǔ)存與供應(yīng)系統(tǒng)

脫硝還原劑采用液氨，液氨儲(chǔ)存與供應(yīng)系統(tǒng)設(shè)備占地面積約為40m×30m。液氨儲(chǔ)存與供應(yīng)系統(tǒng)包括液氨卸料壓縮機(jī)、液氨儲(chǔ)罐、液氨蒸發(fā)器、氣氨儲(chǔ)罐、氨氣稀釋槽（1臺(tái)）、廢水泵和廢水池等。7、8號(hào)機(jī)組共用一套液氨儲(chǔ)存與供應(yīng)系統(tǒng)，外購(gòu)液氨通過(guò)液氨槽車運(yùn)至液氨儲(chǔ)存區(qū)，通過(guò)往復(fù)式卸氨壓縮機(jī)將液氨儲(chǔ)罐（2個(gè)）中的氣氨壓縮后送入液氨槽車，利用壓差將液氨槽車中的液氨輸送到液氨儲(chǔ)罐中；液氨經(jīng)氨蒸發(fā)器（3個(gè)）蒸發(fā)成氣氨后進(jìn)入氣氨儲(chǔ)罐（3個(gè)），氣氨通過(guò)稀釋風(fēng)機(jī)（每臺(tái)鍋爐2臺(tái)）稀釋后，分別經(jīng)過(guò)兩臺(tái)機(jī)組的噴氨格柵送入SCR反應(yīng)器（每臺(tái)鍋爐2個(gè)）。

缷料壓縮機(jī)1臺(tái)，為往復(fù)式壓縮機(jī)，壓縮機(jī)抽取液氨罐中的氣氨，壓入槽車，將槽車中液氨推擠入液氨儲(chǔ)罐中，氨壓縮機(jī)電動(dòng)機(jī)功率為18.5kW。液氨儲(chǔ)罐2個(gè)，每個(gè)容積為106m3，設(shè)計(jì)壓力為2.16MPa。一個(gè)液氨儲(chǔ)罐可供應(yīng)一套SCR機(jī)組脫硝反應(yīng)一周所需氨氣。

從蒸發(fā)器蒸發(fā)的氨氣流進(jìn)入氣氨儲(chǔ)罐，再通過(guò)氨氣輸送管線送到鍋爐側(cè)的脫硝系統(tǒng)。氣氨儲(chǔ)罐的作用即穩(wěn)定氨氣的供應(yīng)，避免受蒸發(fā)器操作不穩(wěn)定影響。氣氨儲(chǔ)罐上也有安全閥可保護(hù)設(shè)備。氣氨儲(chǔ)罐3個(gè)，每個(gè)容積為8.27m3，設(shè)計(jì)壓力為0.9MPa。

液氨蒸發(fā)器為螺旋管式。管內(nèi)為液氨，管外為溫水浴，以蒸汽直接噴入水中加熱至40℃，再以溫水將液氨汽化，并加熱至常溫。蒸汽流量受蒸發(fā)器本身水浴溫度控制調(diào)節(jié)。當(dāng)水的溫度高過(guò)45℃時(shí)則切斷蒸汽來(lái)源，并在控制室DCS上報(bào)警顯示。蒸發(fā)器上裝有壓力控制閥將氨氣壓力控制在0.21MPa。當(dāng)出口壓力達(dá)到0.37MPa時(shí)，則切斷液氨進(jìn)料。在氨氣出口管線上裝有溫度檢測(cè)器，當(dāng)溫度低于10℃時(shí)切斷液氨進(jìn)料，使氨氣至緩沖槽維持適當(dāng)溫度及壓力。蒸發(fā)器也裝有安全閥，可防止設(shè)備壓力異常過(guò)高。液氨蒸發(fā)器3臺(tái)，每臺(tái)容積為5.6m3，設(shè)計(jì)壓力為常壓。

氨氣稀釋槽為立式水槽，水槽的液位由滿溢流管線維持。液氨系統(tǒng)各排放處所排出的氨氣由管線匯集后從稀釋槽底部進(jìn)入。通過(guò)分散管將氨氣分散入稀釋槽水中，利用大量水來(lái)吸收安全閥排放的氨。

氨和空氣在混合器和管路內(nèi)借流體動(dòng)力原理將兩者充分混合，再將混合物導(dǎo)入氨氣分配總管內(nèi)。氨/空氣混合物噴射配合NO_x濃度分布靠霧化噴嘴來(lái)調(diào)整。

氨氣供應(yīng)管線上提供一個(gè)氨氣緊急關(guān)斷裝置。系統(tǒng)緊急排放的氨氣則排放至氨氣稀釋槽中，經(jīng)水的有效吸收排入廢水池，再經(jīng)廢水泵送到廢水處理廠進(jìn)行處理。

液氨儲(chǔ)存與供應(yīng)系統(tǒng)周邊設(shè)有6只氨氣檢測(cè)器，以檢測(cè)氨氣的泄漏，并顯示大氣中氨的濃度。當(dāng)檢測(cè)器測(cè)得大氣中氨濃度過(guò)高時(shí)，在機(jī)組控制室會(huì)發(fā)出報(bào)警，操作人員采取必要的措施，以防止氨氣泄漏的異常情況發(fā)生。

2. SCR反應(yīng)器

每套脫硝系統(tǒng)設(shè)計(jì)2個(gè)平行布置的反應(yīng)器，SCR反應(yīng)器設(shè)置于一級(jí)省煤器之后、空氣預(yù)熱器之前，該處的煙氣溫度為378℃，滿足脫硝反應(yīng)的溫度要求。反應(yīng)器的水平段安裝有煙氣導(dǎo)流、優(yōu)化分布裝置以及噴霧格柵。反應(yīng)器的豎直段則安裝有催化劑床。設(shè)計(jì)安裝三層催化劑，運(yùn)行初期先安裝兩層，待上層催化劑逐漸失效時(shí)再將第三層催化劑裝上以保證脫硝效果，催化劑的設(shè)計(jì)工作溫度為280～420℃。每套SCR反應(yīng)器、連接煙道及檢修維護(hù)通道等占地面積約為860m2，SCR反應(yīng)器尺寸為10100mm×16100mm×18000mm，流過(guò)反應(yīng)器煙氣流速為4～6m/s，催化劑造成的煙氣阻力為1000Pa。

每個(gè)反應(yīng)器按3層催化劑設(shè)計(jì)，運(yùn)行初期僅裝上2層。每層布置75個(gè)催化劑模塊（5×15），層間高度為2.5m，其中第一層催化劑前端有耐磨層，減弱飛灰對(duì)催化劑的沖刷作用。對(duì)于高灰型布置的工程，其催化劑容易中毒失效，按催化劑制造商的說(shuō)明，催化劑的使用壽命為3～5年。

3.氨/空氣噴霧系統(tǒng)

煙氣脫硝裝置中，氨和空氣在混合器和管道內(nèi)依據(jù)流體動(dòng)力原理充分混合，再將混合物導(dǎo)入氨氣分配總管內(nèi)。氨和空氣設(shè)計(jì)稀釋比為1∶20。氨/空氣噴霧系統(tǒng)包括供應(yīng)箱、噴氨格柵和噴嘴等。同時(shí)將煙道截面分成20～50個(gè)大小不同的控制區(qū)域，每個(gè)區(qū)域有若干個(gè)噴射孔，每個(gè)分區(qū)的流量單獨(dú)可調(diào)，以匹配煙氣中的NO_x濃度分布。氨/空氣混合物噴霧配合NO_x濃度分布靠霧化噴嘴來(lái)調(diào)整。

4.稀釋風(fēng)系統(tǒng)

稀釋風(fēng)的作用有3個(gè)：a.在氣氨進(jìn)入煙道之前進(jìn)行稀釋，使其處于爆炸濃度范圍之外；b.便于得到更加均勻的噴氨效果；c.增加能量，使混合更充分。

稀釋風(fēng)機(jī)將空氣送入煙道，在煙氣進(jìn)入反應(yīng)器前將NH₃經(jīng)稀釋風(fēng)稀釋后，通過(guò)分配器蝶閥調(diào)節(jié)流量，經(jīng)過(guò)噴氨格柵均勻地噴入煙氣中，在反應(yīng)器中催化劑的作用下與NO_x反應(yīng)生成氮?dú)夂退罱K達(dá)到降低NO_x排放的目的，并在途中混入一定量的氣氨，進(jìn)入噴氨格柵，再以一定速度進(jìn)入煙道。本工程2臺(tái)鍋爐設(shè)4臺(tái)稀釋風(fēng)機(jī)，以滿足2開2備的需要。稀釋風(fēng)機(jī)為9-19-12.5D離心式風(fēng)機(jī)，介質(zhì)體積流量為17200m3/h，出口升壓為7000Pa，電動(dòng)機(jī)額定功率為75kW。

5. SCR的吹灰和灰輸送系統(tǒng)

為了防止由飛灰產(chǎn)生的催化劑堵塞，必須除去煙氣中硬而直徑大的飛灰顆料，省煤器之后設(shè)置灰斗，當(dāng)鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行或檢修吹灰時(shí)收集煙道中的飛灰，以保持煙道中的清潔狀態(tài)。

在每層催化劑之前設(shè)置吹灰器，可隨時(shí)將沉積于催化劑入口處的飛灰吹除，防止堵塞催化劑通道。在每個(gè)SCR裝置之后的出口煤道上設(shè)有灰斗，煙氣經(jīng)過(guò)SCR裝置，流速降低，煙氣中的飛灰會(huì)在SCR裝置內(nèi)和SCR裝置出口處沉積下來(lái)，部分自然落入灰斗中。

SCR設(shè)置獨(dú)立的氣力除灰系統(tǒng)，將集灰輸送到電廠的灰?guī)臁?/p>

6.電氣系統(tǒng)

電氣系統(tǒng)包括低壓開關(guān)設(shè)備、直流控制電源、不停電電源、動(dòng)力和照明設(shè)施、接地和防雷保護(hù)、控制電纜和電動(dòng)機(jī)配置等。電氣系統(tǒng)中的低壓開關(guān)設(shè)備提供了脫硝系統(tǒng)內(nèi)的所有動(dòng)力中心（PC）及電動(dòng)機(jī)控制中心（MCC），照明、檢修等供電的箱柜以及相關(guān)的測(cè)量、控制和保護(hù)柜等。在脫硝控制室內(nèi)配置直流電動(dòng)切換饋電柜，并留有20%的備用分支回路，由電廠主廠房向脫硝控制室提供兩路直流電源，滿足負(fù)荷要求。同時(shí)脫硝系統(tǒng)配置一套不間斷電源裝置。

7.自動(dòng)化控制系統(tǒng)

脫硝控制系統(tǒng)在設(shè)計(jì)上應(yīng)和整個(gè)機(jī)組控制系統(tǒng)相協(xié)調(diào)，并滿足整個(gè)機(jī)組控制系統(tǒng)的接口要求。采用的電壓等級(jí)為400/230V和DC 110V。

脫硝控制系統(tǒng)控制方式采用以下方案：SCR區(qū)采用與主機(jī)相同的DCS控制系統(tǒng)進(jìn)行集中監(jiān)控。單元機(jī)組脫硝SCR區(qū)由DCS直接控制，采用與機(jī)組DCS相同的軟、硬件，包括單元機(jī)組脫硝SCR區(qū)一對(duì)控制器以及相應(yīng)的機(jī)柜、輸入輸出模件、通信模件（包括光纖通信電纜及附件）等。脫硝系統(tǒng)的DCS控制器作為機(jī)組DCS冗余控制網(wǎng)上的一個(gè)節(jié)點(diǎn)實(shí)現(xiàn)無(wú)縫連接，脫硝系統(tǒng)的DCS系統(tǒng)電源由主機(jī)DCS供給。

脫硝公用系統(tǒng)（氨區(qū)）的控制納入輔控網(wǎng)，采用PLC控制，設(shè)置一個(gè)操作員區(qū)兼工程師區(qū)，對(duì)供氨部分的設(shè)備及參數(shù)進(jìn)行監(jiān)控和參數(shù)調(diào)整；在氨區(qū)設(shè)置遠(yuǎn)程IO區(qū)和一個(gè)就地操作員區(qū)。脫硝公用系統(tǒng)（氨區(qū)）的監(jiān)視、控制由輔控人員在主集控室內(nèi)實(shí)現(xiàn)。

SCR區(qū)吹灰器的控制納入DCS系統(tǒng)新增的脫硝系統(tǒng)控制器中，在吹灰控制室新增設(shè)一個(gè)操作員站（只能對(duì)SCR區(qū)吹灰器進(jìn)行控制）。吹灰器控制能實(shí)現(xiàn)全程自動(dòng)吹灰。

脫硝系統(tǒng)畫面和參數(shù)引入全廠SIS系統(tǒng)。脫硝公用系統(tǒng)與脫硝SCR區(qū)之間的聯(lián)鎖保護(hù)信號(hào)通過(guò)硬接線實(shí)現(xiàn)。

脫硝系統(tǒng)主要監(jiān)視和控制參數(shù)有：液氨儲(chǔ)罐中液氨的溫度、液位，液氨儲(chǔ)罐中氣氨的壓力，氣氨緩沖罐中氣氨的壓力，氣氨母管的壓力。這些均為單回路控制系統(tǒng)，不再贅述。

（二）SCR系統(tǒng)保護(hù)

當(dāng)滿足下列條件之一時(shí)，SCR系統(tǒng)DCS發(fā)出報(bào)警，提示運(yùn)行人員執(zhí)行保護(hù)操作并及時(shí)聯(lián)系機(jī)組進(jìn)行調(diào)整。

①SCR進(jìn)口煙氣溫度（省煤器出口煙氣溫度）低于302℃或高于380℃，SCR裝置DCS發(fā)出報(bào)警。

②SCR反應(yīng)器A/B進(jìn)、出口煙氣壓差高于300Pa時(shí)，SCR裝置DCS發(fā)出報(bào)警。

③蒸汽吹灰器蒸汽壓力高于1.9MPa或低于0.8MPa時(shí)，SCR裝置DCS發(fā)出報(bào)警。聲波吹灰器緩沖罐罐體壓力高于0.7MPa或低于0.5MPa時(shí)，SCR裝置DCS發(fā)出報(bào)警。

1.液氨儲(chǔ)罐氣動(dòng)出口閥聯(lián)鎖動(dòng)作條件

①保護(hù)打開條件：相應(yīng)液氨儲(chǔ)罐壓力>1.8MPa，液位<150mm。

②保護(hù)關(guān)閉條件：相應(yīng)液氨儲(chǔ)罐壓力<1.75MPa，液位>150mm。

2.卸料壓縮機(jī)保護(hù)停運(yùn)條件

①對(duì)應(yīng)液氨儲(chǔ)槽液位>2000mm。

②任一液氨儲(chǔ)槽壓力> 1.45MPa。

③液氨卸車區(qū)氨漏濃度>30×10-6。

④液氨卸料壓縮機(jī)氨漏濃度>30×10-6。

⑤卸料壓縮機(jī)出口壓力> 1.75MPa。

3.液氨儲(chǔ)罐冷卻水噴淋閥保護(hù)打開條件

①任一液氨儲(chǔ)槽氨漏濃度> 30×10-6。

②任一液氨儲(chǔ)槽溫度>40℃。

③任一液氨儲(chǔ)槽壓力> 1.9MPa。

4.氨區(qū)其他區(qū)域水噴淋閥保護(hù)打開條件

任一區(qū)域相應(yīng)氨漏濃度>30×10-6。

5.液氨蒸發(fā)器進(jìn)料閥動(dòng)作條件

①開啟允許條件：液氨蒸發(fā)器液位>1350mm，熱水溫度>40℃。

②強(qiáng)關(guān)條件：液氨蒸發(fā)器A/B出口氣氨溫度<10℃；液氨蒸發(fā)器A/B水溫<15℃；氣氨緩沖罐A/B壓力差>0.7MPa。

6.稀釋風(fēng)機(jī)聯(lián)鎖

①聯(lián)鎖啟動(dòng)條件：聯(lián)鎖投入且運(yùn)行稀釋風(fēng)機(jī)跳閘。

②停止允許條件：SCR氨氣出口關(guān)斷閥均已關(guān)閉，延時(shí)5s。

7. SCR氨氣關(guān)斷閥聯(lián)鎖

①開啟允許條件：稀釋風(fēng)機(jī)已開啟且稀釋風(fēng)量>3300m3/h，延時(shí)10min；SCR系統(tǒng)A/B氣氨管道壓力≥0.07MPa；SCR入、出口煙氣溫度>305℃。

②保護(hù)關(guān)閉條件（遇到下列條件之一時(shí)聯(lián)鎖保護(hù)動(dòng)作）：鍋爐MFT動(dòng)作；氨氣母管壓力<0.06MPa或高于0.3MPa；SCR氨氣空氣混合濃度>10%；稀釋風(fēng)量<2900m3/h或風(fēng)機(jī)全停；SCR入、出口煙氣溫度<299℃或高于420℃；SCR出口含氨濃度>3.5×10-6。

8. SCR反應(yīng)器吹灰系統(tǒng)啟動(dòng)條件

①壓縮空氣母管壓力> 0.6MPa。

②無(wú)吹灰器空氣壓力低報(bào)警。

（三）運(yùn)行數(shù)據(jù)

單位造價(jià)為196.4元/kW；每臺(tái)爐年吸收劑為2552t液氨（按年運(yùn)行時(shí)數(shù)為5500h計(jì)），吸收劑價(jià)格為2500元/t，年吸收劑費(fèi)用為638萬(wàn)元；年電耗為800×5500kW·h=4400000kW·h，電費(fèi)為171.6萬(wàn)元；每臺(tái)爐脫硝投資為13200萬(wàn)元，按20年折舊為660萬(wàn)元；催化劑的使用壽命按4年計(jì)算。每臺(tái)爐4層，每層2000萬(wàn)元，催化劑每年的成本為2000萬(wàn)元/層×4層÷4年=2000萬(wàn)元/年；年總運(yùn)行費(fèi)用為3469.6萬(wàn)元，年脫除NO_x為4510t，每噸NO_x脫除費(fèi)用7693元。600MW機(jī)組的SCR脫硝系統(tǒng)運(yùn)行數(shù)據(jù)見表2-8。

二、貧煤低氮燃燒器改造實(shí)例

（一）某330MW燃燒貧煤機(jī)組低氮改造［47］

1.電廠概況

某電廠2×330MW燃煤機(jī)組采用東方鍋爐廠生產(chǎn)的DG1110/17.4-∏12型、亞臨界、中間一次再熱、自然循環(huán)汽包、單爐膛Π型布置鍋爐。鍋爐尾部雙煙道，固態(tài)排渣，平衡通風(fēng)，全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)，半露天布置，鍋爐主要性能參數(shù)如表2-9所列。燃燒設(shè)備為四角布置，切向燃燒，百葉窗式水平濃淡直流擺動(dòng)式燃燒器，總共24只粉燃燒器分6層布置在爐膛4個(gè)切角上，每角燃燒器共布置16層噴口，其中有6層一次風(fēng)（A、B、C、D、E、F， A層布置少油點(diǎn)火裝置）噴口，2層燃盡風(fēng)（OFA1、OFA2）噴口，8層二次風(fēng)（AA、AB、BC、CC、DD、DE、EF、FF，其中AB、BC、DE層布置有燃油裝置）噴口。主燃燒器區(qū)域均有火檢攝像頭，一次風(fēng)噴口均布置有周界風(fēng)。燃燒器上一次風(fēng)噴口中心線到屏底的距離為19.8m，下一次風(fēng)噴口中心線到冷灰斗拐點(diǎn)距離為4.017m。

改造前電廠已經(jīng)裝有二層SOFA風(fēng)，實(shí)現(xiàn)了空氣分級(jí)燃燒。但由于煤質(zhì)變化，貧煤揮發(fā)分很低，灰分很高，導(dǎo)致原1#爐SCR入口NO_x濃度為500～700mg/m3，NO_x排放濃度為70～100mg/m3，無(wú)法達(dá)到50mg/m3的超低排放要求。為降低NO_x排放，滿足超低排放要求，對(duì)鍋爐低氮燃燒器及系統(tǒng)進(jìn)行了二次改造。

2.煤質(zhì)分析

貧煤設(shè)計(jì)煤種的配比為壽陽(yáng)新元30%+新景礦30%+壽陽(yáng)開元30%+三礦中煤10%；貧煤校核煤種為陽(yáng)泉三礦30%+平定陽(yáng)勝30%+三礦中煤30%+東坪礦10%。貧煤設(shè)計(jì)和貧煤校核煤種的煤質(zhì)及灰成分分析見表2-10。

3.改造方案

采用強(qiáng)化卷吸高溫回流、強(qiáng)化著火的XJTU低氮貧煤燃燒技術(shù)對(duì)鍋爐機(jī)組進(jìn)行寬煤種適應(yīng)性、防渣、低NO_x改造，改造后不僅可以實(shí)現(xiàn)爐內(nèi)深度低氮燃燒，而且可以同步提升爐內(nèi)燃燒的穩(wěn)定性，緩解鍋爐結(jié)渣情況。

燃燒器依舊分上、下兩組燃燒布局。更換五層（B、C、D、E、F）一次風(fēng)噴嘴體以及一次風(fēng)噴口；一、二次風(fēng)切圓直徑大小維持原設(shè)計(jì)；一次風(fēng)依舊采用水平濃淡結(jié)構(gòu)；一次風(fēng)噴口采用獨(dú)特結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，增強(qiáng)穩(wěn)燃功能（如圖2-60所示）；同時(shí)提高燃盡風(fēng)標(biāo)高并新增一層高位燃盡風(fēng)噴口，設(shè)計(jì)三層SOFA燃盡風(fēng)；SOFA燃盡風(fēng)中心度上移，如圖2-61所示。

一次風(fēng)噴口采用獨(dú)特結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，確保煤粉及時(shí)穩(wěn)定著火，加強(qiáng)燃盡效果，拓寬燃料適應(yīng)性；重新設(shè)計(jì)、更換全部主燃燒器區(qū)二次風(fēng)噴口，根據(jù)燃用煤質(zhì)特性以及實(shí)際運(yùn)行現(xiàn)狀，重新優(yōu)化調(diào)整各層二次風(fēng)噴口風(fēng)率，采用多點(diǎn)摻混、各級(jí)控制的布置方式，在爐膛三維空間上真正實(shí)現(xiàn)逐步深度分級(jí)送風(fēng)、精確操控的燃燒技術(shù)，減少燃燒過(guò)程中含N基團(tuán)與O₂反應(yīng)機(jī)會(huì)，有效降低煙氣中NO_x生成量。

4.改造后效果

數(shù)據(jù)如圖2-62所示，改造后排煙塔NO_x濃度均值由原來(lái)的70mg/m3降低至35mg/m3。SCR入口濃度在全負(fù)荷段降低至450mg/m3以下，與改造前統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)相比降幅達(dá)到150mg/m3，說(shuō)明煤質(zhì)變差后，采用強(qiáng)化著火特殊設(shè)計(jì)后，第二次低氮改造可以獲得很好的排放控制效果，如圖2-63所示。

（二）某330MW機(jī)組低氮改造——貧煤（接近無(wú)煙煤）

1.電廠鍋爐概況

某公司1#、2#機(jī)組為2×330MW 供熱機(jī)組，2#鍋爐為上海鍋爐廠有限公司生產(chǎn)的SG-1113/17.5-M887型亞臨界汽包爐、單爐膛、一次中間再熱、平衡通風(fēng)、露天島式布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架懸吊結(jié)構(gòu)Π型鍋爐。鍋爐的主要技術(shù)規(guī)范見表2-11。該公司1#、2#機(jī)組煙氣脫硝采用SCR工藝。改造前鍋爐本身就是低氮燃燒設(shè)計(jì)，采用了空氣分級(jí)技術(shù)，在主燃燒器上方布置了二層SOFA。但是由于煤質(zhì)太差，滿負(fù)荷爐膛出口NO_x濃度為800～850mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O₂），況且再熱氣溫比設(shè)計(jì)低20℃，無(wú)法滿足超低排放要求。公司決定對(duì)1#、2#鍋爐均進(jìn)行低氮燃燒改造，降低SCR入口NO_x濃度。下面僅以2#爐為例進(jìn)行介紹。

燃燒系統(tǒng)采用美國(guó)CE公司引進(jìn)技術(shù)設(shè)計(jì)和制造，燃燒器采用四角布置切圓燃燒方式，四角切圓采用CFSⅡ+OFA消旋。煤粉燃燒設(shè)計(jì)參數(shù)如表2-12所列。

2.煤質(zhì)分析

鍋爐原設(shè)計(jì)和校核煤種的煤質(zhì)特性見表2-13。

3.改造方案

針對(duì)某發(fā)電廠2#鍋爐的特點(diǎn)和燃料燃燒特性，采用XJTU強(qiáng)化著火型多空氣分級(jí)低NO_x燃燒技術(shù)對(duì)鍋爐燃燒系統(tǒng)重新改造設(shè)計(jì)。具體改造技術(shù)方案如下。

①在主燃燒器上方重新設(shè)計(jì)SOFA燃燒器，具體如表2-14所列。

SOFA燃燒器噴嘴可以在垂直方向上下擺動(dòng)±28°（自動(dòng)控制），同時(shí)可以在水平方向左右擺動(dòng)±15°（手動(dòng)控制）；每個(gè)噴嘴均有調(diào)節(jié)風(fēng)門擋板對(duì)噴嘴的風(fēng)量根據(jù)運(yùn)行要求進(jìn)行自動(dòng)調(diào)節(jié)（DCS控制）。詳見圖2-64～圖2-66。

②重新設(shè)計(jì)SOFA燃燒器，每角SOFA由兩層噴口升級(jí)改造為新設(shè)計(jì)四層噴口，該角部區(qū)域的水冷壁進(jìn)行讓管改造，采用與原水冷壁相同規(guī)格和材質(zhì)的水冷壁管。

③SOFA燃燒器剛性梁重新設(shè)計(jì)改造為桁架結(jié)構(gòu)，保持水冷壁剛性梁能力。

④原一次風(fēng)燃燒器切圓不變。

⑤由鍋爐兩側(cè)分風(fēng)道引熱風(fēng)到SOFA燃燒器大風(fēng)箱，然后通過(guò)SOFA大風(fēng)箱向四角SOFA燃燒器均勻供風(fēng)。因風(fēng)道阻擋了部分平臺(tái)通道，也相應(yīng)增設(shè)了平臺(tái)和扶梯。

⑥將主燃燒器上端部2層（4角共8個(gè)）二次風(fēng)門氣動(dòng)執(zhí)行器移動(dòng)到SOFA區(qū)域，充當(dāng)SOFA風(fēng)門執(zhí)行器使用。并更改相應(yīng)的控制電纜和供氣管路。

⑦保留主燃燒器的殼體不動(dòng)，煤粉管道、燃燒器入口彎頭和一次風(fēng)標(biāo)高不變。

⑧A1微油燃燒器位置不變，A1微油燃燒器改造為少油燃燒器（業(yè)主范圍）。

⑨更換B2、C1、C2層的共12只一次風(fēng)噴口。

⑩將A2、B1層煤粉燃燒器更換為強(qiáng)輻流燃燒器。

主燃燒器各層二次風(fēng)標(biāo)高及數(shù)量均不變（共11層）。因采用低氮燃燒技術(shù)，所有主燃燒器區(qū)域的二次風(fēng)噴嘴全部重新優(yōu)化設(shè)計(jì)。

主燃燒器的一、二次風(fēng)噴嘴仍分別維持原來(lái)可上下擺動(dòng)20°和30°的功能。

啟動(dòng)及助燃用的輕油槍維持標(biāo)高以及位置不變。

煤和油火檢也維持原有標(biāo)高以及位置不變。

煤粉管道、煤粉彎頭的標(biāo)高、走向以及結(jié)構(gòu)形式不做改動(dòng)。

改造后的燃燒器主要設(shè)計(jì)參數(shù)如表2-15所列。

4.改造后效果

某公司2#鍋爐低氮燃燒器改造后熱態(tài)試驗(yàn)于2016年6月27日～7月1日進(jìn)行，選擇機(jī)組負(fù)荷165MW、180MW、250MW和330MW作為試驗(yàn)工況。試驗(yàn)期間使用嶗應(yīng)3012H型煙氣分析儀在SCR入口測(cè)量了煙氣中的NO_x濃度和CO濃度，典型工況下測(cè)量結(jié)果顯示SCR入口NO_x濃度（標(biāo)態(tài)）可控制在550mg/m3以下，甚至500mg/m3以下；飛灰含量控制在3%～4%。改造后NO_x濃度下降了250～300mg/m3。說(shuō)明采用XJTU型強(qiáng)化著火燃燒技術(shù)對(duì)原來(lái)低氮燃燒系統(tǒng)改進(jìn)后，可以實(shí)現(xiàn)劣質(zhì)貧煤高效低氮燃燒。

三、低氮燃燒器+SCR改造實(shí)例

1.電廠概況

某電廠2×600MW燃煤發(fā)電機(jī)組采用超臨界壓力一次中間再熱超臨界參數(shù)變壓直流爐，平衡通風(fēng)、緊身封閉布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、前后墻對(duì)沖燃燒、全懸吊結(jié)構(gòu)Π型鍋爐。同步建設(shè)煙氣脫硫、脫硝裝置，不設(shè)煙氣旁路，采用三塔合一、電袋除塵、汽動(dòng)引風(fēng)機(jī)。

電廠1#、2#機(jī)組原脫硝方法為選擇性催化還原法（SCR），脫硝反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器和空預(yù)器之間。原催化劑為板式催化劑，SCR以液氨為還原劑，在設(shè)計(jì)煤種及校核煤種、鍋爐最大連續(xù)出力工況（BMCR）、處理100%煙氣量、SCR入口煙氣NO_x濃度為（標(biāo)態(tài)）550mg/m3、布置2層催化劑情況下，保證脫硝效率需≥85%。原催化劑按2+1層設(shè)計(jì)，初裝2層，備用1層。原設(shè)計(jì)已預(yù)留加裝催化劑的空間（最下層）。脫硝系統(tǒng)不設(shè)置煙氣旁路和省煤器高溫旁路系統(tǒng)。脫硝系統(tǒng)入口煙道拐彎處設(shè)置灰斗及輸灰系統(tǒng)，輸送煙道積灰。SCR投運(yùn)后對(duì)機(jī)組進(jìn)行了制粉系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整和燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)，試驗(yàn)后SCR入口NO_x濃度有所降低。

2.煤質(zhì)分析

見表2-16。

3.改造方案

現(xiàn)有燃燒系統(tǒng)整體空氣分級(jí)燃燒不夠明顯，而燃燒器本身實(shí)現(xiàn)空氣分級(jí)的條件非常有限，使得煤粉氣流著火后的主燃燒高溫區(qū)處于富氧燃燒的條件無(wú)法改變，進(jìn)一步通過(guò)調(diào)整燃燒來(lái)降低NO_x排放值的空間已經(jīng)不大，這是NO_x排放量高的主要原因；并且OFA噴口對(duì)整個(gè)燃盡區(qū)域的覆蓋不是很徹底，對(duì)NO_x的控制作用有限。

對(duì)SCR催化劑進(jìn)行檢查發(fā)現(xiàn)催化劑上僅有少部分有積灰或堵塞的現(xiàn)象，約占催化劑總量的10%，且目前1#機(jī)組SCR 進(jìn)口煙氣中NO_x排放濃度（標(biāo)態(tài)）在320～438mg/m3。煙囪出口NO_x濃度無(wú)法滿足超低排放NO_x濃度（標(biāo)態(tài)）限值50mg/m3的要求。

綜上所述，電廠決定對(duì)低氮燃燒器進(jìn)行優(yōu)化改造，保證鍋爐出口NO_x≤450mg/m3；同時(shí)對(duì)SCR進(jìn)行提效增容改造，采用蜂窩式SCR催化劑填充原有SCR反應(yīng)器最下方的預(yù)留層催化劑，在新加催化劑層設(shè)置聲波吹灰器+蒸汽吹灰器。

設(shè)計(jì)原則如下。

①在設(shè)計(jì)煤種及校核煤種、鍋爐全負(fù)荷工況、處理100%煙氣量條件下，SCR系統(tǒng)能正常運(yùn)行。

②脫硝出口保證NO_x濃度（標(biāo)態(tài)）<50mg/m3。

③3層脫硝催化劑在壽命期內(nèi)保證其效率≥90%。

本次改造在啟用備用層催化劑的同時(shí)，更換部分有積灰堵塞現(xiàn)象的原有催化劑，催化劑為蜂窩式；根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)情況，更換量按原催化劑總量的10%計(jì)。3層脫硝催化劑在壽命期內(nèi)保證其效率≥85.7%（入口濃度按350mg/m3設(shè)計(jì)），出口保證NO_x濃度<50mg/m3；同時(shí)對(duì)SCR反應(yīng)器的煙氣流場(chǎng)、噴氨格柵的均勻性進(jìn)行數(shù)模及物模試驗(yàn)，以進(jìn)一步改善空預(yù)器冷端的硫酸氫氨堵塞問(wèn)題。脫硝改造主要設(shè)備材料清單見表2-17。

4.運(yùn)行狀況

對(duì)兩臺(tái)機(jī)組進(jìn)行低氮燃燒改造后鍋爐出口的NO_x濃度為260mg/m3，本次改造項(xiàng)目只更換少部分原有SCR脫硝系統(tǒng)催化劑，并投入備用層催化劑，3層催化劑全部運(yùn)行，其脫硝效率為81%，NO_x最大排放濃度（標(biāo)態(tài)）為49mg/m3，可滿足50mg/m3的超低排放標(biāo)準(zhǔn)要求。

四、蜂窩式SCR催化劑改為板式SCR催化劑

1.電廠概況

某電廠2臺(tái)660MW超超臨界直接空冷機(jī)組，一次中間再熱、單爐膛、對(duì)沖燃燒、鋼架全懸吊結(jié)構(gòu)、固態(tài)排渣，2010年投產(chǎn)發(fā)電。

原燃燒器為外濃內(nèi)淡型低NO_x旋流煤粉燃燒器，全爐共30只燃燒器，前墻3層，后墻2層。在標(biāo)高35.354m處前后墻各設(shè)有一層燃盡風(fēng)，鍋爐省煤器出口NO_x濃度（標(biāo)態(tài)）≤400mg/m3，電廠尾部煙道設(shè)有SCR脫硝裝置，在燃用設(shè)計(jì)及校核煤種、鍋爐最大連續(xù)工況（BMCR）、處理100%煙氣量條件下，原SCR入口NO_x濃度（標(biāo)態(tài)）按照≤450mg/m3設(shè)計(jì)，脫硝效率不低于80%，催化劑按照2+1層布置，裝有兩層蜂窩式SCR催化劑，原SCR出口NO_x濃度（標(biāo)態(tài)）≤90mg/m3。

2.煤質(zhì)分析

見表2-18。

3.改造方案

為達(dá)到超低排放要求，電廠決定對(duì)原SCR脫硝裝置進(jìn)行增容改造，利用備用催化劑層，SCR入口NO_x濃度（標(biāo)態(tài)）按照≤450mg/m3設(shè)計(jì)，脫硝效率不低于89%，出口NO_x濃度（標(biāo)態(tài)）≤50mg/m3。

另外，由于原有蜂窩式SCR催化劑堵塞較為嚴(yán)重，本次備用層安裝板式SCR催化劑，原來(lái)兩層催化劑達(dá)到使用壽命后全部更換為板式SCR催化劑。SCR脫硝裝置入口/出口煙氣參數(shù)見表2-19。

原單臺(tái)爐兩層催化劑初始體積為230.947m3，安裝備用催化劑層每臺(tái)爐約需要383m3，煙氣阻力增加≤150Pa。加裝一層催化劑并新增5臺(tái)聲波吹灰器，2臺(tái)爐4臺(tái)反應(yīng)器共增加20臺(tái)聲波吹灰器，1臺(tái)爐增加6個(gè)耙式蒸汽吹灰器，蒸汽吹灰器和聲波吹灰器的安裝位置原來(lái)已經(jīng)預(yù)留。

4.運(yùn)行效果

備用催化劑層投入使用后，有關(guān)部門對(duì)NO_x的排放濃度測(cè)試結(jié)果顯示煙囪出口NO_x排放濃度（標(biāo)態(tài)）<50mg/m3，滿足超低排放要求。

五、SNCR+SCR改造案例

1.電廠概況

某電廠二期工程2×300MW煤矸石循環(huán)流化床（CFB）直接空冷機(jī)組，每臺(tái)機(jī)組配備1臺(tái)BMCR工況下為1060t/h的亞臨界鍋爐，鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的SG-1060/17.5-M802型亞臨界中間再熱、單鍋筒自然循環(huán)CFB鍋爐，鍋爐主要技術(shù)參數(shù)見表2-20。每臺(tái)鍋爐同時(shí)配套爐內(nèi)脫硫、全煙氣脫硝、除塵設(shè)施。

3#機(jī)組采用CFB技術(shù)+SNCR脫硝技術(shù)，CFB燃燒技術(shù)具有低溫燃燒和分級(jí)燃燒的特點(diǎn)，NO_x的生成量很低。爐內(nèi)SNCR技術(shù)采用25%濃度的氨水為還原劑，脫硝噴射裝置布置在鍋爐各旋風(fēng)分離器入口煙道處，每個(gè)旋風(fēng)分離器上縱向布置4個(gè)噴槍，利用超重力機(jī)分離出氨氣，由高壓氣源攜帶氨氣噴入爐內(nèi)，在無(wú)催化劑作用下使煙氣中的NO_x與還原劑氨氣反應(yīng)。每臺(tái)鍋爐4個(gè)旋風(fēng)分離器進(jìn)口分別縱向布置4支噴槍，共16支。一、二期共4臺(tái)鍋爐共用一個(gè)還原劑儲(chǔ)存區(qū)域。改造前NO_x排放濃度穩(wěn)定在80～120mg/m3，整體脫硝效率高于50%。

2.煤質(zhì)分析

煤質(zhì)分析見表2-21，灰分?jǐn)?shù)據(jù)見表2-22。

3.改造方案

為達(dá)到NO_x超低排放要求，考慮到現(xiàn)有機(jī)組設(shè)置了SNCR脫硝系統(tǒng)，通過(guò)改造、優(yōu)化SNCR系統(tǒng)，同時(shí)增加SCR脫硝系統(tǒng)，達(dá)到NO_x排放濃度（標(biāo)態(tài)）≤50mg/m3的目標(biāo)，優(yōu)化改造方案為：爐內(nèi)燃燒優(yōu)化+SNCR工藝優(yōu)化+SNCR控制系統(tǒng)優(yōu)化+SCR脫硝工藝，具體改造方法如下。

①爐內(nèi)燃燒優(yōu)化，降低燃燒中NO_x的生成量。通過(guò)運(yùn)行調(diào)整，合理降低床溫；在保證燃燒效率的前提下，降低過(guò)量空氣系數(shù)；合理配比一、二次風(fēng)，尤其是適當(dāng)減少一次風(fēng)的比例。

②SNCR控制系統(tǒng)優(yōu)化，現(xiàn)有的控制系統(tǒng)是人工手動(dòng)調(diào)節(jié)，調(diào)節(jié)反應(yīng)較為滯后，因此會(huì)出現(xiàn)很大程度的過(guò)調(diào)，而且無(wú)法實(shí)現(xiàn)快速精準(zhǔn)調(diào)節(jié)，由此對(duì)控制系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化。

③原有SNCR脫硝系統(tǒng)改造，對(duì)鍋爐出口到旋風(fēng)分離器入口、旋風(fēng)分離器、旋風(fēng)分離器出口到豎井煙道上半段進(jìn)行流場(chǎng)及溫度場(chǎng)模擬，以模擬為依據(jù)，改造氨水噴射系統(tǒng)和氨水調(diào)節(jié)系統(tǒng)，每臺(tái)機(jī)組由原來(lái)的16套墻式噴射器（每臺(tái)旋風(fēng)分離器4套）改造為20套雙流體霧化噴嘴（每臺(tái)旋風(fēng)分離器5套），將氨水霧化后噴入旋風(fēng)分離器入口煙道，同時(shí)新增了一套除鹽水系統(tǒng)，用來(lái)保證噴嘴前液相壓力。氨水儲(chǔ)存系統(tǒng)利舊，增加備用泵。

④新增一層SCR催化劑，根據(jù)尾部煙道截面結(jié)構(gòu)，設(shè)置板式SCR催化劑，利用原SNCR的逃逸氨為還原劑，保證煙氣通過(guò)催化劑后NO_x排放和氨逃逸率均達(dá)標(biāo)。在SCR脫硝催化劑前增加補(bǔ)噴氨系統(tǒng)，補(bǔ)氨方式采用與SNCR階段一致的噴槍形式，煙道左右兩側(cè)各布置5支噴槍，作為應(yīng)急措施，正常情況下停用。同時(shí)新增了與SCR催化劑層相應(yīng)的聲波吹灰系統(tǒng)。

⑤省煤器分段布置，保證SCR催化劑的反應(yīng)溫度窗口，提供SCR催化劑的安裝空間。具體方法是割掉一級(jí)省煤器第四段一個(gè)回程，補(bǔ)充3個(gè)回程省煤器盤管，集箱下移1667mm（見圖2-67）。

4.運(yùn)行效果

SNCR與SCR聯(lián)合脫硝技術(shù)成功應(yīng)用后，在168h試運(yùn)過(guò)程中，機(jī)組NO_x排放濃度（標(biāo)態(tài)）平均為33.55mg/m3。隨后機(jī)組性能測(cè)試顯示機(jī)組270MW時(shí)，NO_x排放濃度（標(biāo)態(tài)）為24mg/m3，聯(lián)合脫硝效率為82.25%；負(fù)荷240MW時(shí)，NO_x排放濃度（標(biāo)態(tài)）為25mg/m3，聯(lián)合脫硝效率為80.02%。

該技術(shù)隨后應(yīng)用于某350MW機(jī)組W型火焰煤粉爐上也有較好的效果。在330MW穩(wěn)定工況下，未投運(yùn)SNCR時(shí)，SCR入口NO_x濃度（標(biāo)態(tài)）為788mg/m3，投入SNCR后，SCR入口NO_x濃度為（標(biāo)態(tài)）237mg/m3，出口為26mg/m3，達(dá)到超低排放標(biāo)準(zhǔn)。且整體脫硝效率高達(dá)96.7%，氨逃逸率小于2.5mg/m3。

隨著環(huán)保要求逐漸提高，SNCR/SCR技術(shù)在中小型燃煤電站鍋爐及超低排放的大型電站中應(yīng)用會(huì)越來(lái)越多，某發(fā)電廠410t/h鍋爐脫硝改造即采用SNCR/SCR聯(lián)合脫硝技術(shù)，改造后實(shí)現(xiàn)出口NO_x濃度（標(biāo)態(tài)）低于50mg/m3，氨逃逸低于3×10-6。