300MW机组锅炉燃烧控制与烟气脱硝综合技术脱氮工程应用

1、300MW机组锅炉燃烧控制与烟气脱硝综合技术脱氮工程应用戴正祥 王晓东（太仓港协鑫发电有限公司，江苏 太仓 ）摘要： 文章针对太仓港协鑫发电有限公司300MW机组锅炉脱氮工程实例，介绍了300MW机组锅炉脱氮技术方案的选择及应用，为同类型燃煤锅炉减少氮氧化物排放的技术方案选择提供借鉴和参考。关键词： 低NOx；SCR；脱硝0 引言NOx的排放是酸雨的形成和对大气中臭氧层破坏的重要原因之一，据有关部门估算：1990年我国的NOx排放量约为910万吨，到2000年和2010年，我国的NOx排放量将分别达到1561万吨和2194万吨，其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，以燃煤为主的电力生产是NOx排放

2、的主要来源。鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展不断增长，NOx排放量也将持续增加，如不加强控制，NOx将对我国大气环境造成严重的污染。根据最新火电厂大气污染物排放标准（征求意见稿），在“十二五”期间，燃煤电厂锅炉NOx排放标准将提出更高的要求，长三角地区可能控制在100 mg/Nm3以内。1 脱氮技术简介在燃煤电厂NOx排放的控制方面，目前主要有燃烧控制技术和烟气脱硝技术（SCR/SNCR），前者是抑制和减少锅炉燃烧过程中的NOx产生和排放，后者则是从锅炉排放的烟气中脱除NOx。（1）低NOx燃烧控制技术低NOx燃烧控制技术主要是抑制和减少锅炉燃烧过程中的NOx的产生，有以下几种形式：低氧

3、燃烧、排气循环燃烧、注入水蒸气或水、二级燃烧、浓淡燃烧、分段燃烧、降低空气比等。其中效果最好的是二级燃烧和浓淡燃烧。燃烧控制技术能减少20%60%的NOx生成，技术简单，不占地，费用较低。（2）选择性催化还原(SCR)技术选择性催化还原(SCR)技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术。SCR技术是在钒催化剂作用下，以NH3作为还原剂，将NOx还原成N2和H2O。NH3不和烟气中的残余的O2反应，而如果采用H2、CO、CH4等还原剂，它们在还原NOx的同时会与O2作用，因此称这种方法为“选择性”。示意图如图1所示，主要反应方程式为：4NH3+4NO+O24N2+6H2O (1)NO+NO2

4、+2NH32N2+3H2O (2) 图1 催化反应示意图选择适当的催化剂，上述反应过程可以在300400的温度范围内有效进行，脱硝效率可达到80%90%。目前，世界各国采用的SCR系统有数百套之多，技术成熟、运行可靠、NOx脱除率高。SCR技术在国内已逐步开始推广应用，目前已建成或正在建设的SCR脱硝装置几十套以上。（3）选择性非催化还原(SNCR)技术选择性非催化还原法（SNCR）是一种不使用催化剂，在 8501100温度范围内还原NOx的方法。最常使用的药品为氨和尿素。 一般来说，SNCR脱硝效率对大型燃煤机组可达 25%40% ,对小型机组可达 80%。由于该技术受锅炉结构尺寸影响很大，

5、且加装SNCR脱硝系统运行中，对水冷壁、过热器、再热器和省煤器腐蚀的问题比较严重，易造成锅炉非停事故，因此多用作低氮燃烧技术的补充处理手段。其工程造价低、布置简易、占地面积小，较适合老厂小型机组的改造。2 脱氮方案的选择太仓港协鑫发电有限公司300MW机组锅炉为上海锅炉厂有限公司制造，亚临界、一次中间再热、控制循环汽包炉；单炉膛、型结构、平衡通风，四角切园燃烧、摆动燃烧器调温；正压直吹式制粉系统。锅炉原设计煤种为平朔煤（二期）、神华煤（三期）。锅炉原设计采用紧凑型低NOx燃烧技术，即燃烧器上部设计两层OFA、一层SOFA燃烬风。锅炉原设计未提供NOx排放值，根据机组历次大修后燃烧优化试验报告，

6、NOx排放值受到煤种、配风、氧量、负荷波动等因素的影响较大，一般在在350 mg/ Nm左右，高值达到450 mg/ Nm左右。因此，若只采用烟气脱硝（SCR技术），则其入口NOx设计值应按450 mg/ Nm考虑。根据火电厂氮氧化物防治技术政策，及经调研分析，采用低NOx燃烧控制与烟气脱硝（SCR）相结合的技术方案，在可行性、投资成本、施工难度、运行成本等方面是最佳的组合方案。受当前煤炭市场影响，本次改造设计煤种按68%神混+32%褐煤考虑，校核煤种按45%神混+55%褐煤考虑。要求在燃用设计煤种时，保证锅炉效率和安全性的基础上，省煤器出口NOx含量小于200 mg/Nm。烟气脱硝装置采用S

7、CR技术，装置入口NOx含量按300 mg/Nm设计。烟气脱硝装置在设计煤种、锅炉BMCR负荷下，脱硝效率不小于80，催化剂布置方式采用2+1，2层运行，1层备用。2.1 低NOx燃烧器太仓港协鑫发电有限公司300MW机组锅炉，常用煤种挥发份较高，有利于采用低NOx燃烧技术。通过调研及可行性分析，最终选用双尺度低NOx燃烧器，满足燃烧稳定、高效、可靠、低NOx的要求。同步对燃油系统进行了微油点火装置改造，采用微油点火技术后，锅炉冷态启动耗油量不超过4t。双尺度低NOx燃烧器为国内较先进的产品，燃烧器箱壳由隔板分成若干风室，各风室出口处布置喷嘴，风室的入口处布置二次风门挡板，顶部二次风喷嘴（OF

8、A）为手动，单独摆动。燃烧器上部布置有16只燃尽风(SOFA)风口，分四层布置。设计的主要特点有：（1）燃烧器采用四角直流燃烧器，为四角切圆燃烧方式。（2）采用上下浓淡左右浓淡空间组合浓淡分离技术。（3）主燃烧器嘴拥有各自的摆动连杆。一次风喷嘴上、下摆动各20；二次风喷嘴可上、下摆动各30；顶部手动二次风喷嘴（OFA）可上摆动30、下摆动各5，通过燃烧器摆动可以调节再热器温度。（4）燃烧器上部布置四层燃烬风（SOFA）喷口，SOFA风箱直接从原二次风箱上部引出。每组SOFA喷嘴可整体上下30的摆动，控制煤粉在炉膛合适高度位置完全燃烧，而降低NOx排放。同时可通过另一个手动调节机构分别实现水平方

9、向10的调节（左右摆动）。采用可水平摆动的SOFA设计，能有效调整SOFA和烟气的混合程度，降低飞灰含碳量和一氧化碳含量，并能降低炉膛出口烟温偏差。四层与主燃烧器分离的SOFA喷嘴,其中一层备用,燃烧调节的灵活性更高。（5）保留原B、C、D二次喷嘴中3层共12支机械雾化油枪。（6）将A层一次风喷口更换为带微油点火油装置的燃烧器，每支机械雾化油枪出力为50kg/h，并兼具低NOx燃烧功能。（7）为了便于工地安装和保证气流射入炉膛角度，故将SOFA燃烧器与水冷套（燃烧器区域水冷壁）组装成一体后出厂。（8）SOFA燃烧器壳体用螺栓连接固定在水冷套上。在角区风箱风道中心的24只高强度螺栓作紧固用，其余

10、的螺栓并不完全拧紧，可允许角区风箱风道与水冷壁间作相对位移，在各种工况下吸收角区风箱风道与水冷壁间的胀差。（9）采用贴壁风分级燃烧技术、一次风空间浓淡组合技术、精确配风的分区优化。 图2 低NOx燃烧器立面图2.2 烟气脱硝（SCR）装置太仓港协鑫发电有限公司300MW机组锅炉烟气脱硝装置采用选择性催化还原(SCR)技术，脱硝装置如图2所示。采用高尘布置方式，即将脱硝装置布置在省煤器与空预器之间，该方式是应用最广泛的布置方式。脱硝装置按照80%脱硝率（装填二层）设计。主要包括三部分，即稀释空气系统、供氨系统及催化反应器。烟气中的NOx与来自氨/空气混合器的氨在催化剂的作用下反应，NOx转化为N

11、2和H2O，处理后的烟气进入空气预热器。 图3 SCR装置示意图图4 SCR立面示意图为了以后在选择催化剂方面得到更大的自由度，满足不同型式、厂家的产品，本工程反应器结构设计按较重的蜂窝式催化剂进行。催化剂布置两层，备用一层。(1) 烟气流程由于SCR系统所要求的烟气温度为300400，故本工程SCR反应器放置在省煤器和空气预热器之间，这里的烟气温度为362，满足反应要求。气氨与空气均匀混合后，通过喷氨格栅与烟气均匀混合后进入反应器。烟气经过烟气脱硝过程后经空气预热器热回收后进入电除尘器和FGD系统后排入大气。(2) SCR反应器反应器的上部安装有导流板、整流装置，在反应器的竖直段装有催化剂床

12、。反应器采用固定床平行通道型式，安装两层，并预留一层位置。每个反应器按3层设计，层之间空间高度为3.23.6m。每层催化剂前端有耐磨层，减弱飞灰对催化剂的冲刷作用。反应器为直立式焊接钢结构容器，内部设有触媒支撑结构，能承受内部压力，地震负荷、烟尘负荷、催化剂负荷和热应力等。反应器壳外部设有加固肋及保温层，催化剂顶部装有密封装置，防止未处理过的烟气短路。(3) 氨喷射系统氨和空气在混合器和管路内借流体动力原理将二者充分混合，再将混合物导人气氨分配总管内。氨喷射系统包括供应箱、喷雾格栅和喷孔等。喷射系统配有手动调节阀来调节氨的合理分布，在对NOX浓度进行连续分析的同时，调节必要的氨量从喷氨格栅中喷

13、出，通过格栅使氨与烟气混合均匀。3 锅炉附属设备改造增加了烟气脱硝SCR装置后，烟气成分、阻力和系统布置均发生了变化，为了保证下游设备的正常运行，同步对锅炉附属设备进行了相关改造。（1）空预器改造SCR装置安装在现有省煤器与空预器之间以后，逃逸的氨将与三氧化硫反应，在空预器中温段换热元件和低温段换热元件上生成硫酸铵和硫酸氢铵。其中硫酸氢铵在该处温度区间内为粘着的沉积物，从而限制了烟气的流动和降低传热效率。为了避免空预器发生低温腐蚀，兼顾设备运行后的出口烟风温度、压降、硫酸氢铵沉降，将空预器进行相关改造。改造后空预器元件分为2层布置：即热端低碳钢元件和冷端耐腐蚀元件。改造过程中，以径向密封间隙调

14、整为核心，考虑运行过程中毁损的密封片，进行必要的补充。同时对轴向和旁路密封片进行检查。（2）引风机改造考虑脱硝改造后增加的反应器阻力、将来电袋除尘器改造增加的阻力、脱硫系统阻力等因素，系统核算烟气参数。对锅炉引风机改造，采用“三合一”方案，最终确定使用变频调节+双吸离心风机的方案。（3）锅炉钢架的改造脱硝装置的水平力由脱硝装置的柱网承担，锅炉支架在设计时没有考虑此力，根据脱硝装置的荷载对部分锅炉支架改造加固。同时原有设计的锅炉尾部M排钢架存在大的斜支撑，无法安装增加的SCR进、出口烟道，同步进行了改造加固。4 改造后效果（1）低NOx燃烧器改造效果经过燃烧调整，在燃用设计煤种工况时，机组额定负

15、荷下，省煤器出口NOx含量为190mg/ Nm左右，负荷越低NOx含量也越低。在燃用校核煤种工况时，机组额定负荷下，省煤器出口NOx含量为200mg/ Nm左右，负荷越低NOx含量也越低。各种工况下CO排放量均较小，全部在100ppm以内。其他飞灰、排烟温度、炉渣含碳量和主、再热汽温等参数均在原设计范围内。（2）烟气脱硝装置改造效果烟气脱硝装置设计效率80%，暂按65%实施。锅炉40%BMCR-100%BMCR负荷下，脱硝效率均能达到65%；NH3/NOx摩尔比小于0.671；氨逃逸率小于3ppm；SO2/SO3转化率小于1%，系统漏风率小于0.4%；反应器阻力小于180Pa。5 结论 太仓港

16、协鑫发电有限公司300MW锅炉脱氮方案，采用低NOx燃烧控制技术与烟气脱硝（SCR）技术相结合的方案，不仅有效控制NOx的排放，而且排放指标优于最新的排放要求。该技术方案的选择并成功实施，为近期同类型机组锅炉脱氮、脱硝改造提供良好的经验。同时，由于采用低NOx燃烧控制和烟气脱硝（SCR）相结合的综合技术方案，在降低改造投资成本、施工难度及运行成本方面效果显著，主要体现在以下几方面：（1）采用低NOx燃烧控制技术，在设计烟气脱硝装置时，可以将入口NOx浓度450 mg/ Nm降低到300 mg/ Nm来考虑。由于SCR装置入口浓度的降低，可以降低SCR整体结构件的成本，及催化剂的成本。同时由于催

17、化剂用量的降低，降低SCR反应器的荷重，从而降低了下部混凝土框架及基础的加固工程量，可以节约可观的施工费用。（2）对于老电厂烟气脱硝装置改造，施工难度很大部分来自于土建部分。可以说原混凝土框架及基础的加固工作，受到作业环境的影响，施工难度特别大。通过降低SCR反应器的荷重，大大降低了施工难度。（3）采用低NOx燃烧控制技术，烟气脱硝装置入口NOx浓度从450 mg/ Nm降低到300 mg/ Nm。在装置的运行中，可有效降低系统能耗、催化剂耗量、气氨耗量，节约机组运营成本。参考文献：1陈山，岑可法，600MW锅炉烟气脱硝SCR系统工艺及运行分析，浙江大学热能工程研究所，浙江省电力试验研究院2崔建华，丹麦托普索公司SCR脱硝技术在中国燃煤电厂上的应用，托普索国际公司北京办事处3黎耘，与催化剂相关的SCR脱硝系统设计问题的探讨，北京巴布科克威尔科克斯有