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北京化工大学 中国科技大学
 
图片名称:
600MW超临界机组脱硝系统超低排放改造方案研究
加入日期:
2017/5/16
图片介绍:
 
 
 
600MW超临界机组脱硝系统超低排放改造方案研究
 
 
 
摘要:基于目前存在的环境问题和火电厂大气污染物的排放标准,对乐清发电厂600 Mw超临界机组脱硝系统进行超低排放改造的疑难点进行分析和探讨.提出脱硝系统改造的可行方案,该方案对即将进行的超低排放改造具有指导性意义。
 
关键词:600 Mw超临界机组;脱硝;超低排放;改造方案
 

引言
 
  目前我国面临着越来越严重的环境压力,N0,是造成大气污染的主要污染物之一.我国NOx排放量中70%来自煤炭的直接燃烧.火力发电厂是燃煤大户,是NOx主要排放源之一。
  2011年国务院颁布的《“十二五”节能减排综合性工作方案》中规定,到2015年.全国N0x排放总量比2010年下降10%,而浙江规定全省NOx排放量要削减18%。环保部HJ562—2010《火电厂烟气脱硝工程技术规范——选择性催化还原法》作为火电厂烟气脱硝工程的规范,其规定:SCR脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷(一般为35%BMCR)和BMCR之间的任何工况下持续安全运行。
 
  且最新的GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》规定:至2014年7月,燃煤锅炉要达到氮氧化物100mg/Nm3的排放标准,其中,重点地区的排放标准也为100mg/Nm;天然气燃气轮机组的排放标准为氮氧化物50mg/Nm3。为机组烟气的NOx排放浓度达到燃气轮机组的排放标准,并能在最低稳燃负荷至BMCR间任何工况下投运脱硝系统,这就对火电厂脱硝设备提出了严格的要求,机组超低排放改造势在必行。
 
1 设备介绍
 
  乐清电厂一期2×600Mw机组同步配套建有脱硫和脱硝系统。采用上海锅炉厂超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,其为单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬挂结构兀型、露天布置燃煤锅炉。锅炉燃烧系统采用中速磨冷一次风直吹式制粉系统设计,24只直流式燃烧器分6层布置在炉膛下部四角,煤粉和空气从四角送入。在炉膛中呈切圆方式燃烧。
 
  原锅炉型号:SG一1913/25.4一M956,600MW,此次锅炉增容改造后为660Mw,将实施超低排放改造,使机组烟气的主要污染物排放浓度达到燃气轮机组的排放标准。其中脱硝部分改造目标为烟囱入口NOx,排放浓度不大于50mg/Nm3.并实现最低稳燃负荷至BMCR问任何工况下投运脱硝系统。
 
2机组现有烟气环保设施及排放情况
 
  乐清电厂机组建设时,已同步配套了相关的烟气环保设施。2013年1—12月,其烟气中氮氧化物排放情况及脱硝设施主要性能指标的统计值如表l所示。
 
  从表l可知,乐清一期2台机组自投运以来,脱硝设施运行稳定。从排放指标看,氮氧化物满足重点区域排放标准要求(100mg/Nm3),但高于超低排放标准(50 mg/Nm3)。
 
 
3烟气超低排放改造方案——脱硝系统提效
 
  3.1原有SCR脱硝系统及锅炉低氮燃烧系统简介
 
  乐清电厂一期2×600Mw机组烟气脱硝改造由浙江天地环保工程有限公司总承包,采用美国巴威公司的选择性催化还原(SCR)技术。烟气从省煤器引出,一台炉配置2个反应器,经过脱硝装置后,烟气接人空预器。配有烟气系统、SCR反应器吹灰系统、氨空气混合及喷射系统等。系统设计脱硝效率为70%。脱硝SCR反应器及烟道布置在锅炉省煤器外侧,一、二次风机及其烟道上方。
 
  乐清发电厂一期机组燃烧器采用了低氮化物同轴燃烧系(LNcFs)技术,采用空气分级燃烧.配有CCOFA和S0FA风,使燃料经历富燃料燃烧和富氧燃尽2个阶段,实现了总体氮氧化物排放量大幅下降。
 
  3.2脱硝系统实际运行情况简介
 
  据乐清电厂#l、#2机组2013年以来的实际运行数据,月平均SCR入口NOx浓度值均小于300 mg/Nm3,无需对燃烧器进行进一步改造,如图1所示。

 

  图2是近期月平均SCR出口氮氧化物浓度变化趋势。可以看出图2与图1的变化趋势一致。2台机组的SCR出口浓度低100mg/Nm3,满足现有排放标准要求,但距50mg/Nm3有一定的差距。2台机组脱硝系统有很好的稳定性,脱硝效率基本稳定地保持在60%以上。
 

  3.3脱硝系统提效技术方案探讨
 
  安装低NOx燃烧器后,机组在大部分负荷下运行时入口NOx浓度稳定地控制在300mg/Nm3以下,运行情况较理想,因此可通过提高脱硝效率的方式,使得SCR的出口NOx浓度降低到50mg/Nm3以下,SCR系统按照85%效率进行设计。
 
  乐清发电厂撑#1、#2机组脱硝装置原设计初装2层催化剂.设计脱硝效率70%,预留第三层催化剂安装空间。本次脱硝提效需增加催化剂体积,加装预留层或者更换初装2层原催化剂,使脱硝效率由70%提高至85%。
 
  由于#1机组催化剂安装约一年多,#2机组的催化剂安装约13个月,活性尚佳,若采用初装2层全部更换的方案会造成较大的浪费,建议在预留层增加一层新的催化剂,原有系统绝大部分设备可利旧,只需在预留层新增催化剂及声波吹灰器,更换SCR氨气调节阀即可。
 
  3.4脱硝装置在最低稳燃负荷至BMCR间任何工况下投运的技术措施
 
  根据乐清#1、#2机组的设计煤种,SCR脱硝装置最低连续运行温度为310℃。因此脱硝装置在投运负荷下入口烟气温度不能小于310℃,考虑到催化剂最高温度尽量控制为420℃,不能高于450℃的要求,脱硝入口烟气温度控制在3l0℃~400℃范围内比较适合。
 
  乐清电厂锅炉最低稳燃负荷为30%BMCR,此工况下脱硝装置入口烟气温度低于310℃。为达到最低稳燃负荷以上全负荷投运脱硝装置,必须提高低负荷下的SCR人口烟气温度,可以通过回热系统改造、省煤器分级、省煤器旁路(即尾部烟气旁路)等技术措施,使烟气温度保持在310℃以上。但乐电一期机组回热系统因无空问增设抽汽口而无法改造。
 
  3.4.1省煤器分级方案
 
  将省煤器的部分受热面进行分级,减少省煤器的换热量,提高低负荷时脱硝人口的烟气温度。考虑到锅炉30%BMCR低负荷时需要将省煤器排烟温度从约280℃提升到310℃,需要将约25%的进行分级,将分级的省煤器放入SCR出口烟道上。通过分级省煤器保证锅炉给水温度,保证锅炉低负荷和BMCR工况时烟温在合适范围内。该方案整体来说简单可行,但实施后会对锅炉的效率产生一定的影响。

  3.4.2尾部烟气旁路方案
 
  烟气旁路主要是在低负荷工况下运行,调节旁路烟道上装设的烟气调节挡板控制烟气温度。高负荷运行时关闭旁路烟道挡板。
 
  尾部烟气旁路方案中系统布置简单、烟温调节灵活,可保证脱硝装置在锅炉最低稳燃负荷至BMCR间任何工况下投运,但机组如果长期不在低负荷运行,也就是挡板门处于常闭状态,会导致积灰打不开,这将成为检修疑难点,而且烟气侧的阻力会稍有增加。
 
  综上所述,省煤器分级技术措施相比较优,可在机组检修时进行方案的实施。
 
4结语
 
  综上所述,通过实施锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置提效和省煤器分级等技术措施,乐清#1、#2机组烟气的氮氧化物排放可满足≤50mg/Nm3的要求,并实现最低稳燃负荷至BMCR间任何工况下投运SCR脱硝装置。这对乐电一期这对乐电一期600Mw超临界机组及类似机组脱硝系统超低排放改造有很好的指导和借鉴作用。

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