浅谈SCR脱硝超低排放改造在300MW锅炉的应用

1 机组简介

某厂六期工程2×300MW供热机组，均为东方锅炉厂制造的DG1065/17.4-II12型亚临界参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛平衡通风、四角切圆燃烧、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的P型汽包炉。制粉系统采用5套中速磨煤机、直吹式一次风机系统，设计煤种为西山贫煤、洗中煤的混煤。锅炉燃烧产生的氮氧化物设计值为650 mg/Nm3，为了达到氮氧化物达标排放的目标，某厂于2011年10月完成了2×300MW锅炉的低氮燃烧器（LNB）改造，于2012年11月完成2×300MW锅炉的烟气脱硝改造，LNB+SCR联合脱硝系统投运后将氮氧化物由650 mg/Nm3 降至100mg/Nm3以下，并于2015年11月完成2×300MW锅炉超低排放改造，达到了环保要求的排放限值50 mg/Nm3以下，顺利通过了环保部门的验收，大大削减了氮氧化物的排放量，具有很大的社会效益。

2  超低排放改造前SCR烟气脱硝系统简介

2.1 烟气脱硝原理简述

我厂烟气脱硝工艺属于干法选择性催化还原法(SCR)，SCR技术是还原剂在催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，主要反应如下：

NO+NO2＋2NH3→2N2+3H2O

4NO+4NH3＋O2→4N2+6H2O

2.2 工艺流程

省煤器出口烟气进入SCR入口烟道，与喷入的氨/空气混合气均匀混合，从上部进入反应器，通过整流装置，垂直流经催化剂，在催化剂的作用下，氨气和烟气中的NOx反应生成氮气和水，最后通过SCR出口烟道进入空预器。SCR系统包括催化剂反应器、尿素制备储运系统、热解系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。脱硝反应器布置在省煤器与空预器之间，属于高灰布置、垂直气流方式。催化剂采用东方凯特瑞（#11炉）和江苏龙源（#10炉）的蜂窝式催化剂，一台锅炉布置两台SCR反应器，2+0布置方式，每台SCR反应器安装二层催化剂，每层催化剂布置三台声波吹灰器，通过定期的声波振动吹扫，保持催化剂的清洁，并尽可能避免因死角而造成催化剂失效导致脱硝效率的下降，吹灰器的控制接入了脱硝DCS控制系统。

3 SCR脱硝系统超低排放改造方案

3.1 改造方案与技术简述

3.1.1 原SCR采用双反应器高灰布置，采用尿素热解SCR法脱硝工艺，反应器催化剂设计共2层，反应器催化剂按“2+0”配置。原设计脱硝反应器入口NOx浓度为400mg/Nm3，设计脱硝效率为75%，反应器出口NOx浓度不高于100mg/Nm3。根据山西省人民政府办公厅《关于贯彻落实〈能源发展战略行动计划〉（2014-2020年）的实施意见》（晋政办发〔2014〕62号）文件要求，在2017年底前全省单机30万千瓦及以上燃煤发电机组主要污染排放物排放要达到或基本达到天然气燃气轮机排放标准。2015年2月4日，太原市政府要求大唐太原第二热电厂2015年完成六期#10、#11机组超低排放改造，即NOx排放浓度不大于40mg/Nm3。

3.1.2 本次改造催化剂仍按照“2+0”配置，原有两层蜂窝式催化剂全部进行优化更换为板式催化剂（大唐南京环保科技责任有限公司生产），提高脱硝催化反应效率，使出口NOx浓度满足NOx排放值在40mg/Nm3、脱硝效率90%、氨逃逸率＜3ppm；化学寿命＞24000h的性能保证要求。

3.1.3 此次超低排放改造热解炉利旧。

3.1.4 原电加热器运行已达到最高负荷，对电加热器进行增容，将电加热器功率由原来的550 kW增大到667 kW，改造范围为电加热器本体及控制柜整体更换。

3.1.5 更换催化剂后，模块高度为1584mm，为满足模块上方净空要求，将原模块下方的支撑梁拆除，重新设计安装支撑部件，降低支持梁顶标高，实现增加模块高度的要求。

3.1.6 脱硝低压负荷由脱硝低压变压器提供，本次脱硝改造电加热器容量由原有550kW扩容至667kW后，原有脱硝低压变压器容量不满足本次改造要求，本次更换为SGB10-1250型,同时更换变压器电源电缆ZRC-YJV22-6kV-3x95mm2。

3.1.7 原有电加热器供电回路不满足本次需求，需更换原有框架式开关，以满足本次改造需求。本次改造脱硝系统不涉及事故保安电源，无直流UPS负荷。

3.1.8 改造所涉及的断路器选用西门子有限公司框架断路器，短时耐受电流40KA、峰值耐受电流100KA。

3.1.9 所有涉及到的电缆必须走电缆桥架，原电缆桥架容量不足时，安装规范的新桥架。依据有关电缆的防火规程、标准和规范，完成可靠的防火阻燃设施。

3.1.10 低压开关柜改造后应满足：内部各工作单元之间应通过金属挡板或相当的材料隔离。带电部分应加以适当的保护以防止触电。在其它单元带电的情况下应能更换和改接电缆。

3.1.11 加热器控制柜内要设计有进线开关。

3.1.12 电加热器功率由原来的550KW增大至667KW，更换电加热器控制柜，新的电加热器控制柜放置在SCR区现有电控设备间，使用原电加热器控制柜拆除后的盘位，新的电加热器信号仍送至DCS，接入现有电加热器信号位置，现有的电加热器控制逻辑不变。新电加热器的控制电缆尽量利旧。电加热器改造前后仪表测点数量无变化，所以本次不涉及仪表改造。

4 超低排放改造SCR废旧催化剂处置

4.1 处置原因及工作范围

因超低排放改造后SCR催化剂外形尺寸及型式均与原催化剂不同，旧催化剂已无再生利用价值，需进行废旧催化剂处置。2台机组4个反应器内8层催化剂共计553.188m³，采用无害化处理方式。催化剂处置工作由江苏龙净科杰催化剂再生有限公司完成，包含废旧催化剂的现场预清灰、现场从烟道内拆除、防护包装、运输、无害化处理等工作。

4.2 废旧催化剂处置的相关要求

4.2.1乙方处理废旧催化剂时须持有所在地环保部门废烟气脱硝催化剂危险废物经营许可证(HW49)。

4.2.2转运前必须办理危险废物转运五联单，乙方须协助甲方办理转移计划。（危废转运五联单办理流程规定，发生地办理主体应为甲方，乙方需协助办理；接收地办理由乙方承担）。

4.2.3废旧催化剂运输公司、车辆、人员应持有交通主管部门颁发的危险货物道路运输许可证及相关资质。

4.2.4废旧催化剂的的收集、贮存、运输、再生、利用处置活动应严格执行《关于加强废烟气脱硝催化剂监管工作的通知》和《废烟气脱硝催化剂危险废物经营许可证审查指南》及甲方所在地环保部门的相关要求。

4.2.5乙方应制定有针对性的废旧催化剂运输应急预案。

5 超低排放改造后脱硝系统运行情况

超低排放改造后脱硝系统投入运行时，存在电加热器本体温度偏高现象，及时联系厂家来厂进行分析，通过提高电加热器跳闸温度值（由700度提高至750度）、提高一次风压及流量后，问题得到控制，排放指标达到超低排放标准要求。

6 喷氨优化调整试验

为在排放新标准下采取最经济安全的NOx控制方案，提高SCR系统运行效率，降低SCR系统出口断面NOx浓度偏差，减小SCR系统氨逃逸量，减小脱硝出口与脱硫出口NOx值偏差等问题，委托中国大唐集团科学技术研究院有限公司西北分公司对SCR装置的AIG进行喷氨优化调整。试验分摸底试验、喷氨优化调整试验及氨逃逸测试三个部分。

280MW工况调整后测试，A侧SCR出口的NOx浓度分布相对标准偏差值从54.8%下降至28.4%，B侧SCR出口的NOx浓度分布相对标准偏差值从51.3%下降至22.2%，调整后SCR出口的NOx浓度分布场与原始工况摸底试验NOx浓度分布场对比均匀性得到了很大提高。

7 超低排放改造后SCR系统运行调整注意事项

7.1 应根据煤质情况及时调整锅炉燃烧，充分利用低氮燃烧器进行调整，减少氮氧化物的生成量，在保证达标排放的同时尽量减少尿素用量，提高系统运行经济性。

7.2 定期对脱硝系统数据进行比对，如发现异常变化，及时分析查找原因并做好分析记录。

7.3 对脱硝出口氮氧化物和脱硫出入口氮氧化物比对，偏差较大时及时联系热工进行校验。

7.4 对脱硝系统显示异常的参数及时填写缺陷，联系处理。

7.5 SCR系统调整的目标值以总排口稳定控制在40mg/Nm3为最佳，防止氨逃逸增大引起下游设备堵塞。

7.6严密监视脱硝系统入口烟气温度在320度至420度之间范围内，当烟气温度过高或过低时及时通过有效的燃烧调整、增减锅炉负荷、吹灰等手段调整烟气温度，严禁高于420度运行。

7.7 运行中不应单靠氨逃逸率测点显示值来判断喷氨量是否过大，应经常对比分析脱硝系统进、出口NOx与喷氨量间经验值与实际值变化情况，结合空预器差压等参数变化情况来判断是否过喷。

7.8 运行中若出现氨逃逸浓度超规定值时，应先减少喷氨量，将氨逃逸浓度降低至允许的范围后，查找氨逃逸高的原因，及时联系相关工程部处理。

7.9 将催化剂及空预器差压作为常态监视参数，并做好差压记录、变化对比工作。若同负荷工况下反应器的压差变大，应加强催化剂的吹灰频率；当同负荷工况下空预器差压明显增大时，应加强空预器的吹灰频率，视情况可投入空预器连续吹灰方式。

结 语：我厂的六期两台300MW锅炉经过脱硝超低排放改造后，各项指标均符合技术要求的性能保证值，氮氧化物排放值达到50mg/Nm3以下，顺利通过环保部门的验收，具有很大的社会效益。

友情提示：雷力阀门-只为优质工程！我们雷力阀门严格按照国家GB/T标准生产，我们的脱硫阀门质量好，气动快切阀运用广泛

推荐阅读：1.4529/2507脱硫蝶阀

免责声明

本网站对上述内容，对文中陈述、观点判断保持中立，不对所包含内容的准确性、可靠性或完整性提供任何明示或暗示的保证。仅作参考！