李 艷

(中電投吉電股份渾江發(fā)電公司,吉林 白山 134300)

隨著吉林省火電機組總裝機容量的快速增長,減少污染物排放、保護大氣環(huán)境已成為制約火力發(fā)電廠生存與發(fā)展的重要因素之一。白山熱電有限責任公司2×300 MW熱電聯(lián)產(chǎn)機組,采用石灰石-石膏濕法脫硫,原設計機組無脫硝裝置,鍋爐最大蒸發(fā)量(BMCR)工況下省煤器出口煙氣中NOx質量濃度達到 600 mg/m3,煙氣量995 436 m3/h,出口煙氣中NOx排放濃度將無法滿足 GB 13223— 2011《火電廠大氣污染物排放標準》NOx排放100 mg/m3的限值要求,必須加裝脫硝裝置及進行相應設施改造。

1 機組現(xiàn)狀及脫硝工程方案選擇

1.1 機組現(xiàn)狀

白山熱電有限責任公司 2×300 MW機組已經(jīng)安裝了低氮燃燒器,原設計的NOx排放質量濃度為400 mg/m3,但由于燃煤揮發(fā)分含量約 20.55%(低于25%),鍋爐熱風送粉系統(tǒng)的三次風為厭氧環(huán)境及大氧量燃燒,影響低氮燃燒器的效果,實際排放質量濃度為 600 mg/m3,遠高于新標準 100 mg/m3的限值。

1.2 脫硝工程方案的確定

1.2.1 低氮燃燒器改造

根據(jù)國內(nèi)已采用低氮燃燒技術的火電機組的實際運行情況,目前 NOx排放質量濃度已達到不大于到300 mg/m3的水平,但仍高于 GB 13223— 2011的限值要求。

選擇性催化還原(SCR)煙氣脫硝技術即在300～420℃的煙氣溫度范圍內(nèi)噴入氨氣作為還原劑,在催化劑的作用下與煙氣中的 NOx發(fā)生選擇性催化還原反應生成N2和H2O。SCR煙氣脫硝技術具有脫硝效率高,技術成熟可靠,應用廣泛,經(jīng)濟合理,適應性強,適合于煤質多變、機組負荷變動頻繁以及對空氣質量要求較敏感區(qū)域的燃煤機組。脫硝效率一般可達 80%～90%,可將 NOx排放質量濃度降至100 mg/m3以下。

1.2.2 低氮燃燒+SCR技術

低氮燃燒+SCR技術是在改造低氮燃燒器的基礎上,在空氣預器熱后安裝 SCR脫硝裝置,并采用“高含塵布置方式”,催化劑層數(shù)按“2+ 1”布置。氨區(qū)綜合考慮機組的需求,設計成一個公用系統(tǒng)。在燃用設計煤種、鍋爐BMCR工況、處理100%煙氣量的條件下,脫硝效率不小于80%,反應器出口NOx排放質量濃度不大于 80 mg/m3。

低氮燃燒器+SCR方案與 SCR改造方案相比,采用低氮燃燒器+SCR改造方案,平均每年可節(jié)省運行費用261.78萬元,約8年可回收初始投資費用,且能穩(wěn)定達標排放。因此本項目選擇低氮燃燒改造+SCR脫硝方案。

2 SCR技術特點及還原劑選擇

2.1 技術特點

SCR技術是日前世界上主流的煙氣脫硝工藝,作為一種成熟的深度煙氣NOx后處理技術,適用于新建機組或在役機組改造。但催化劑在與煙氣接觸過程中,受到氣態(tài)化學物質毒害、飛灰堵塞與磨損等因素的影響,其活性逐漸降低,通常 3～4年增加或更換一層催化,廢棄催化劑,系統(tǒng)運行會增加鍋爐煙道系統(tǒng)阻力 900～1 200 Pa,增加空氣預熱器入口煙氣中 SO3濃度,并殘留部分未反應的逃逸氨氣,兩者在空氣預熱器低溫換熱面上易發(fā)生化學反應生成N H4HSO4,進而惡化空氣預熱器冷端的堵塞和腐蝕,因此需要采取抗NH4HSO4堵塞的措施。

2.2 還原劑選擇

還原劑的選擇是影響 SCR脫硝效率的主要因素之一。還原劑應具有效率高、價格低廉、安全可靠、存儲方便、運行穩(wěn)定、設備占地面積小等特點。目前常用的還原劑有液氨、尿素和氨水。液氨比尿素安全性略低,但按照國家規(guī)范和當?shù)丨h(huán)保部門要求,結合本廠有氨源的條件和工程投資運行費用上的較大優(yōu)勢,SCR脫硝還原劑采用液氨。其工藝流程為:液氨儲罐輸出的液氨在蒸發(fā)器蒸發(fā)成氨氣,并將氨氣加熱至常溫后,送到氨氣緩沖罐備用。緩沖罐的氨氣經(jīng)調壓閥減壓后送入各機組的氨氣 /空氣混合器中,與來自風機的空氣充分混合后,通過噴氨格柵(AIG)噴入煙氣中,與煙氣混合后進入 SCR催化反應器進行煙氣脫硝。

3 SCR脫硝系統(tǒng)整體布置

SCR脫硝系統(tǒng)整體布置包括整體流程布置、氨區(qū)、脫硝區(qū)、交通運輸和管線綜合布置等。SCR脫硝區(qū)域設置在現(xiàn)有鍋爐尾部,利用原有結構,在其上方設置支撐鋼架,所有新增的設備均布置在鋼架上。SCR脫硝系統(tǒng)包括氨儲存制備系統(tǒng)、還原劑供應系統(tǒng)、氨氣噴射系統(tǒng)、煙道系統(tǒng)、SCR反應系統(tǒng)(含催化劑)、控制系統(tǒng)等。系統(tǒng)主要設備包括煙道接口、煙道、膨脹節(jié)、氨氣制備與供應、氨噴射器、導流與整流、反應器殼體、催化劑、吹灰器、稀釋風機、在線分析儀表及控制系統(tǒng)等部件。

利用預留 1 350 m場地作為氨區(qū)位置,2臺機組脫硝共用,并依據(jù)相關規(guī)范、消防要求進行設計,補充全廠的總平面布置圖。

SCR脫硝反應器采用高灰布置,從鍋爐省煤器出口標高約26.85 m處引出煙氣,進入 SCR反應器后再在標高約 17.84 m處重新返回空氣預熱器入口。根據(jù)鍋爐廠房內(nèi)設備布置緊湊,空間小的特點,脫硝鋼框架柱采取直接安裝在鍋爐后風機房結構柱上的布置方案,脫硝布置圖、剖面圖按照鍋爐后風機房結構柱網(wǎng)設計,并充分考慮現(xiàn)有結構柱網(wǎng)對工藝布置的影響。

4 脫硝裝置主要參數(shù)

催化劑附加層投運前NOx脫除率不小于 80%,氨的逃逸率不大于 3 mg/kg,SO2/SO3轉化率小于1%;

從脫硝系統(tǒng)入口到出口之間(以賣方供貨范圍為界)的系統(tǒng)壓力損失在性能考核試驗時不大于930 Pa(設計煤種,BMCR工況,不考慮附加催化劑層投運后增加阻力);系統(tǒng)壓力損失不大于1 095 Pa(設計煤種,BMCR工況,并考慮附加催化劑層投運后增加的阻力)?；瘜W壽命期內(nèi),對于 SCR反應器內(nèi)的每一層催化劑,壓力損失增幅不超過 20%。

煙氣經(jīng)過導流、混流和整流后,在頂層催化劑入口處,分布均勻性最大偏差:速度為平均值的±15%;溫度為平均值的±10℃;氨氮摩爾比為平均值的±5%;煙氣入射催化劑與垂直方向的夾角為± 10°。

5 結論

白山熱電有限公司 2×300 MW機組脫硝裝置采用低氮燃燒+SCR脫硝工藝,適合本廠實際情況、應用廣泛、技術成熟、附加影響小、裝置結構簡單、脫除效率高、運行可靠。在不影響鍋爐效率的前提下,NOx排放濃度滿足 GB 13223— 2011標準限值要求。 NOx年排放量從 7 000 t左右減至4 000 t左右,排放量減少40%左右。社會效益、經(jīng)濟效益顯著。