某城市电厂200 MW机组烟气脱硝项目分析

2013-08-18张晋育李留强

东北电力技术 2013年8期

张晋育，李超，李留强

(1.辽宁电力勘测设计院，辽宁沈阳 110179;2.辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁沈阳 110006)

某城市电厂位于东北地区某中等城市中北部，电厂毗邻居民区与商业区，周围与铁路、公路紧密相连，交通发达。全厂配套2×200 MW燃煤机组。该电厂积极响应国家对氮氧化物环保排放的要求，成立于脱硝改造工程小组，开展了烟气脱硝改造的前期立项与初步设计工作，拟在2014年7月1日前脱硝装置竣工投产，满足氮氧化物排放浓度低于200 mg/Nm3的环保要求［1］。

由于该电厂200 MW机组投产时间已20余年，设备故障率高、结构紧凑、改造空间小、改造难度很大。且该机组位于城市中心区，因此进行脱硝改造时较300 MW及以上机组需要额外考虑诸多问题。针对该机组烟气脱硝改造的内外部条件进行了深入分析，探讨了适用于本工程改造的技术方案，以期为同类机组改造提供参考。

1 机组概况

1.1 设备概况

每台200 MW机组配备1台HG670/140－HM12型超高压、一次再热、自然循环、燃煤汽包锅炉，采用平衡通风、六角双切圆、固态排渣方式;锅炉尾部烟道布置2段省煤器 (高、低温)与2段管式空预器 (高、低温)，省煤器与空预器交叉布置，烟气从锅炉出来后经静电除尘器和脱硫系统后通过烟囱排入大气。机组于1988年正式投产运行。

1.2 烟气参数

本工程为老锅炉脱硝改造项目，按照设计规范要求，改造项目确定烟气参数时应根据脱硝系统入口处实测确定，并考虑燃料的变化趋势［2］。

表1 脱硝设计烟气成分表

测试条件:锅炉燃用煤种须能同时反映电厂近期现状与长期使用情况，机组须处于最大负荷运行。在省煤器后烟道出口进行烟气参数测试，结果如表1所示。

1.3 氮氧化物去除方案

脱硝改造所采取的方案主要有低氮燃烧技术、选择性催化还原技术 (SCR)、选择性非催化还原技术 (SNCR) 以及SCR+SNCR技术［3］。该机组目前氮氧化物排放浓度在660 mg/Nm3，由于该地区很有可能被划为“重点地区”，因此脱硝出口氮氧化物浓度按国家标准 (低于100 mg/Nm3)并考虑长远目标后定为80 mg/Nm3，总脱硝效率须达到87.88%。

综合技术与经济层面，并参照国家相关技术路线，工程采用低氮燃烧器 (LNB) +SCR方案。低氮燃烧器改造目标为350 mg/Nm3，SCR入口按400 mg/Nm3(考虑裕量)，SCR设计脱硝效率为80%。

2 工艺方案选择分析

2.1 SCR反应区布置

本工程脱硝反应器采用高温高尘式布置，SCR反应器布置在省煤器与空预器之间。由于该200 MW机组采用管式空预器，厂房空间非常狭小，在现有设备布局条件下，无法在锅炉厂房内完成SCR反应器的布置。

由于原锅炉的管式空预器在脱硝改造后无法有效解决腐蚀问题，因而本工程改造时，拟将管式空预器更换为回转式空预器。回转式空预器较管式空预器空间占用小，将管式空预器更换为回转式空预器后节省出的空间有利于完成SCR反应器出入口烟道的布置。本工程管式空预器改造为回转式后，空预器上方具备脱硝反应器的安装空间。然而，考虑到该区域0 m地面处设备基础较多，且无法在机组运行期间完成SCR反应器的基础施工与钢架搭建，如果利用大修时间施工势必会延长锅炉停炉时间，给电厂带来巨大的停炉损失。因此，本工程将SCR反应器布置在除尘器入口烟道上方。在此位置，既可实现SCR反应器的布置，又能缩短工期，本工程SCR反应器简要布置如图1所示。

图1 SCR反应器简要布置图

由于拆除了管式空预器，原有空预器支撑钢架在回转式空预器与SCR反应器选型后，考虑是否需要保留。SCR反应器钢架应避免与锅炉钢架衔接，以保证反应装置的强度和可靠性。根据现场条件，本工程可利用部分锅炉钢架与钢架基础，进行加固与补强，可缩短锅炉停炉改造时间约20 d。

2.2 催化剂的设计和选择

脱硝催化剂活性温度范围在300～420℃，催化剂的选择主要取决于烟气中飞灰浓度。蜂窝式催化剂经济应用条件是飞灰浓度低于30 g/m3;板式催化剂的经济应用条件是飞灰浓度大于50 g/m3;飞灰浓度在30～50 g/m3时，蜂窝与板式催化剂的经济性接近。基于空预器入口含尘浓度 (小于30 g/m3)和国内催化剂使用效果综合考虑，本工程采用蜂窝式催化剂。

催化剂采取TiO2(载体) +V2O5(主要活性成分)，为抑制SO向SO的转化，加入。

23由于燃煤灰分较低，灰分粘度小，因此本工程选择声波式吹灰器。为了降低改造成本，催化剂采用国产产品。催化剂的主要设计数据如表2所示。

2.1两组患者引产情况比较:对比两组数据,就宫缩发动时间而言,观察组发动更快,对比胎儿娩出时间,发现观察组娩出更为速度,P<0.05;同时,观察组引产成功率表现优秀,达到100%,而对照组有1例未成功引产,P>0.05。详见表1。

2.3 还原剂的选择

由于该电厂地处市区，周围环境敏感点较多，若采用液氨作为还原剂需通过安评、环评，并经过交通部门的同意，操作难度较大，获批可能性也较小。因此本工程采用尿素作为脱硝原还剂。尿素溶解采用热解法，每台机组炉侧设置1台尿素热解炉。

表2 催化剂初步设计

根据氮氧化物去除要求，本工程尿素储存及制备区受限于场地条件，布置于东侧厂界处，距锅炉房约200 m，占地约400 m2。由于当地冬天气候寒冷，改造时应特别注意尿素设备和管路的保温措施，根据厂内条件可采用电伴热或蒸汽伴热方式，以保持尿素溶液在输送管路中不产生结晶现象。尿素储存和溶解区按一般的建筑物安全距离考虑。本工程尿素储存及制备区30 m外有220kV输电线路经过，两者距离满足安全防护距离要求。

3 配备设备改造方案分析

3.1 燃烧器改造

锅炉六角分别布置1台S45－50型风扇式磨煤机，干燥介质为炉膛出口热炉烟与热风混合，燃烧方式为六角双切圆式、一二次风相间布置，2个假想切圆直径分别为1 000 mm和1 035 mm。每台磨煤机带1个角上3层一次风喷口，构成直吹式制粉系统，可通过分离器挡板开度和风粉气流分配挡板分别调节煤粉细度和同角上不同层燃烧器功率。

根据本项目的实际情况，机组NOx排放浓度在660 mg/Nm3，燃烧器改造后NOx排放浓度控制在350 mg/Nm3以下。燃烧器改造方案简述为:将原有燃烧器整套替换为新型低氮燃烧器，燃烧器的布置和安装位置不改变;采用全炉膛分级燃烧技术，布置燃尽风系统，即在现有燃烧器基础上，采用2层燃尽风的总体布置方案。本工程燃烧器改造后简要布置如图2所示。

图2 燃烧器改造后简要布置图

采用低氮燃烧技术的好处主要在于降低NOx初始排放浓度、减轻后续的SCR装置工作压力，在运行中可以节约还原剂投入量，从而降低运行费用。但采用低氮燃烧器后，在实际应用中应保证炉膛不结渣，防止高温腐蚀情况发生;不降低锅炉最大出力，保证炉膛各受热面受热均匀，壁温正常;不降低锅炉不投油最低稳燃负荷。

3.2 省煤器与空预器改造

该工程锅炉原采用管式空预器和省煤器分级布置方式。机组改造加装SCR装置后，省煤器与空预器如果不进行改造将会产生以下问题。

a.腐蚀问题:氨逃逸产生的硫酸氢铵的腐蚀问题无法解决。

为了解决以上问题，本项目需对省煤器进行改造。在兼顾经济性和设备利用的基础上，使SCR入口烟气温度在340～360℃，以满足催化剂运行温度的需要。工程同步将管式空预器更换为回转式空预器。

省煤器改造方案:将现有省煤器改造成扩展式省煤器，增加省煤器换热面，这种方案改动较大;将省煤器恢复为出厂时的省煤器结构设计，在原有结构基础上进行改造，这种方案的特点是改造范围较小，节省投资。本工程采用后一种方案，改造方法是将原管式空预器热段下面的低温段省煤器移到后烟井 (本工程后烟井有改造空间)，给水管路相应调整，由于恢复省煤器结构设计后，原有后烟井烟道出口位置需要下降3 m，因此将省煤器出口烟道位置相应下移3 m，SCR入口烟道在锅炉尾部K4立柱外侧1 m位置处与省煤器出口烟道对接。

空预器改造方案:本工程增加SCR装置后，空预器须考虑防腐措施。由于管式空预器冷端内壁涂搪瓷的工艺实现起来比较困难，且涂搪瓷后的效果很难保证。因此，为保证脱硝改造后机组运行的稳定性，有效解决空预器冷端可能出现的低温腐蚀或堵塞问题，本工程将管式空预器改造为回转式空预器。改造时冷段元件采用NF型或L型零碳钢镀搪瓷板，冷段元件高度按计算结果确定，并留有一定的裕度，以提高防止硫酸氢铵沉积与耐腐蚀能力。冷热段均设吹灰装置，热段采用蒸汽吹灰器，冷段采用双介质吹灰 (高压水+蒸汽)。采用以上措施后，可有效避免腐蚀和堵塞问题的发生。回转式空预器换热元件采用防堵灰板型，将漏风度控制在7%以下。

3.3 引风机改造

该工程每台炉配备2台离心式引风机，由于机组已运行20年以上，虽然多次对引风机进行过检修，但目前仍存在轴瓦温度过高、振动较大等问题。为验证引风机出力，在机组处于最大运行负荷工况下，对引风机出力进行了测试，结果见表3。

表3 引风机测试结果

由表3可以看出，引风机入口实际烟气量已超出设计值，且挡板开度已全开，引风机已达最大出力。因此为满足脱硝改造要求 (改造后脱硝装置约增加1 000 Pa阻力)，引风机必须同步进行增容改造。本工程可采用调整叶轮直径、提高风机转速的方式进行改造，并对引风机基础进行加固处理。引风机改造工期约60 d，在机组停炉检修期间可完成增容改造。