電廠燃煤機組煙氣超低排放改造技術(shù)路線之：脫硝改造

2017-11-20 10:05:45 來源:環(huán)境工程　點擊量：評論 (0)

隨著國內(nèi)越發(fā)嚴峻的環(huán)保形勢及《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》（發(fā)改能源[2014]2093號）的發(fā)布（要求改造后燃煤發(fā)電機組的大氣污染物排放濃度在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化

隨著國內(nèi)越發(fā)嚴峻的環(huán)保形勢及《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》（發(fā)改能源[2014]2093號）的發(fā)布（要求改造后燃煤發(fā)電機組的大氣污染物排放濃度在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3），全國燃煤電廠超低排放改造工作正在如火如荼的開展。目前較多機組已完成超低排放改造，本文對多種超低排放改造技術(shù)路線進行討論，并通過測試數(shù)據(jù)對改造路線效果進行評價。

燃煤電廠超低排放改造之：脫硝改造技術(shù)路線

未超低排放改造前，一般電廠脫硝采用：低氮燃燒器+SCR工藝，控制NOx濃度在100mg/m3以內(nèi)。以后將要執(zhí)行50mg/m3的排放限值（平時運行時為防止排放值波動而超標，一般需控制在30~40mg/m3），電廠可以從以下兩個方面進行脫硝超低排放的改造。

1低氮燃燒器改造

未進行低氮改造或低氮改造效果不好，低氮改造后入口NOx仍然較高的（超過500mg/m3），電廠脫硝若執(zhí)行50mg/m3的排放限值時，SCR裝置的壓力較大的（脫硝效率在90%以上），需首先考慮能否進行低氮燃燒器的改造。

有些電廠低氮燃燒器改的較早，或鍋爐本身自帶低氮燃燒器，因技術(shù)原因，低氮效果不明顯。隨著近幾年低氮燃燒技術(shù)的發(fā)展，已經(jīng)可以解決以前無法解決的問題。如前后墻對沖燃燒鍋爐，目前已經(jīng)有成熟的低氮技術(shù)對該種爐型進行改造，爐膛出口NOx可降低到300mg/m3左右。

如山西某電廠2×600MW機組，鍋爐為某公司設(shè)計制造的亞臨界壓力、自然循環(huán)、前后墻對沖燃燒、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態(tài)排渣、尾部雙煙道、緊身封閉、全鋼構(gòu)架的∏型汽包爐；型號為DG2060/17.6-∏1，爐膛燃燒方式為正壓直吹前后墻對沖燃燒。脫硝采用低氮燃燒器+SCR工藝，SCR設(shè)計入口NOx濃度為500mg/m3，催化劑層數(shù)按“2＋1”布置，脫硝效率不小于80%，出口濃度＜100mg/m3（標干，6%氧）。

2012年對兩臺機組進行了低氮燃燒改造，改造效果不理想。對改造后SCR入口NOx濃度進行統(tǒng)計分析，見圖1-1：

據(jù)統(tǒng)計，2014年7月~2014年10月，1號機組A側(cè)SCR入口NOx濃度基本在300~500mg/m3，B側(cè)SCR入口NOx濃度基本在400~600mg/m3，SCR入口濃度較高，低氮效果不明顯。

迫于超低排放改造的壓力，2014年9月，電廠對1號機組重新進行了低氮燃燒器改造，改造后鍋爐運行情況見圖1-2：

重新進行了低氮燃燒器改造后，燃用同樣的煤種，#2機組SCR入口NOx濃度基本可穩(wěn)定在400mg/m3以下，低氮改造效果較明顯，減輕了后續(xù)SCR的運行壓力，且節(jié)約運行成本。

低氮燃燒器改造效果較好的（不降低爐效的前提下），可降低脫硝的運行成本，減少氨的用量，減少氨逃逸的風險，對后續(xù)空預器等設(shè)備均有一定的積極意義，在一定程度上保證了機組長期穩(wěn)定運行。

2SCR改造

SCR改造一般采用新增催化劑或更換催化劑的技術(shù)方案，同時對SCR吹灰器進行相應改動，并重新核算還原劑儲存系統(tǒng)、制備系統(tǒng)及稀釋風機出力是否滿足要求，若不滿足，進行相應的改造。

南京某電廠2×600MW機組，已采用低氮燃燒器，低氮改造后SCR入口濃度保證在320mg/m3以內(nèi)。此次脫硝系統(tǒng)改造僅加裝備用催化劑層，并增加配套催化劑層吹灰系統(tǒng)。按照新加裝催化劑+原催化劑，滿足NOx排放值在50mg/m3以內(nèi)、脫硝效率＞85%、氨逃逸率＜3ppm。

表1-1南京某電廠1號機組脫硝系統(tǒng)主要性能參數(shù)

電廠超低排放改造完成后，試驗單位于2016年1月份對該機組脫硝進行了測試，測試結(jié)果見表1-2。

表1-2南京某電廠1號機組脫硝性能測試數(shù)據(jù)

根據(jù)測試數(shù)據(jù)，1號脫硝系統(tǒng)A、B側(cè)脫硝效率分別為93%、92%，滿足85%的設(shè)計值；A、B側(cè)SO3轉(zhuǎn)化率分別為0.82%、0.69%，滿足改造后小于1.5%的設(shè)計值。A、B側(cè)氨逃逸平均值分別為2.27ppm、3.72ppm，B側(cè)超過設(shè)計值的3ppm。

由于超低排放改造時，未對1號機組進行脫硝噴氨優(yōu)化試驗，較高的脫硝效率及噴氨的不均勻性，導致氨逃逸較高。而該電廠的#2機組超低排放改造后，進行了脫硝噴氨優(yōu)化試驗，氨逃逸遠小于3ppm。改造前空預器運行4個月，壓差從1000Pa左右上升到2000Pa左右，改造后空預器運行2015年1年時間，壓差僅從1000Pa左右上升至1300Pa，噴氨優(yōu)化試驗效果明顯。所以脫硝超低排放改造同時，建議進行噴氨優(yōu)化試驗，降低氨逃逸。

原標題:燃煤機組煙氣超低排放改造技術(shù)路線研究