摘要：xx发电有限责任公司2×600MW机组锅炉进行了脱硝系统改造，改造方案包括低氮燃烧器改造和加装SCR烟气脱硝装置，即首先利用低氮燃烧器使炉膛出口NOX排放浓度从700mg/m3下降到400mg/m3以下，再通过SCR装置将烟囱出口NOX排放浓度控制在100mg/m3以下，并相应进行了空气预热器和引风机改造。
脱硝改造后，NOX排放浓度降至80 mg/m3以下，全年减少NOX排放量6132t，改造效果显著。
1. 锅炉设备及改造背景天津大唐盘山国际发电有限责任公司2×600MW机组锅炉系哈尔滨锅炉有限责任公司制造的HG-2023/17.6-YM4型锅炉，为亚临界压力、一次中间再热、固态排渣、单炉膛、Π型布置、全钢构架悬吊结构、半露天布置、控制循环汽包炉，采用三分仓回转式空气预热器，平衡通风，摆动式燃烧器四角切圆燃烧。
设计燃料为准格尔烟煤。
6套制粉系统为正压直吹式制粉系统，配置ZGM-123型中速磨煤机，额定负荷工况下5台运行1台备用。
每台磨煤机出口由4根煤粉管接至炉膛四角的同一层煤粉喷嘴，自下而上分别是A、B、C、D、E、F层。
锅炉主要设计参数见表1，煤种特性见表2。
表1 锅炉主要设计参数 因公司地处京津冀地区，根据环保部于2011年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》，要求自2014年7月1日起执行氮氧化物排放浓度限值100mg/m3（标准状态、干基、6%O2，下同）的标准。
改造前锅炉出口NOX排放浓度为700 mg/m3，远不能满足国家排放标准要求，必须对其进行脱硝改造。
表2 煤质及灰成分分析2. 改造方案燃煤锅炉降低NOX排放浓度主要有两种措施：一是控制燃烧过程中NOX的生成，即低NOX燃烧技术；二是对生成的NOX进行处理，即烟气脱硝技术。
低NOX燃烧技术主要包括低过量空气系数、空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环、低NOX燃烧器等，烟气脱硝工艺主要有选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）以及SNCR/SCR混合技术法等。
目前主要NOX控制技术的脱硝效率见表3[1]。
表3 主要NOX控制技术的脱硝效率（%）经技术分析及项目评价，综合考虑经济性及对NOX排放标准日趋严格的预期，采用低氮燃烧器改造+SCR技术组合方案[2-3]。
3. 低氮燃烧器改造低氮燃烧器改造后需保证SCR脱硝系统入口NOX浓度＜400 mg/m3，锅炉飞灰含碳量不大于1.5%，锅炉效率不小于93%，燃烧稳定性好，保证主、再热蒸汽温度及压力在正常范围内，不引起炉内结渣和高温腐蚀，并具有良好的煤质适应性。
低氮燃烧器采用高效燃烧的垂直浓淡煤粉燃烧技术，主要改造措施如下：（1）A、B两层保留等离子燃烧器，其它4层改用上浓下淡出口设波纹型稳燃钝体的燃烧器，摆动角度由上下各27°改为上下各20°。
（2）采用新的燃烧器摆动机构，主燃烧器由上下两部分执行器单独控制改为由一组摆动气缸驱动做整体上下摆动。
（3）合并部分二次风室，在原顶部两层反切风室加装堵板，适当减小空气风室面积，改造后燃烧器各风室及风室喷嘴布置图见图1所示。
（4）为防止火焰贴壁，上层反切风室加装堵板的同时增加贴壁风。
（5）在主燃烧器上方6m处增设5层20只喷口的可左右摆动各10°，上下摆动各30°的燃烬风（SOFA）燃烧器，为减弱炉膛内空气气流的残余旋转，减少炉膛出口两侧烟温偏差，燃烬风（SOFA）喷嘴与主气流反切10°。
（6）燃烬风（SOFA）燃烧器采用单独的风箱，燃烬风风箱连接在总二次风箱上，并在两侧入口连接风道上装设可调节分风挡板，通过调整挡板开度控制燃烬风率。
4. SCR工艺脱硝改造4.1 改造设计条件及目标在锅炉BMCR工况下燃用脱硝设计煤种时，SCR工艺脱硝改造设计条件见表4所示，改造完成后需达到的主要性能指标见表5所示。
表4 SCR入口烟气参数和污染物浓度表5 SCR工艺脱硝改造主要性能要求4.2 SCR反应器系统为简化系统降低运行费用，SCR反应器采用高尘布置方式，即布置在锅炉省煤器和空气预热器之间。
每台机组配置两台SCR反应器，因两台机组锅炉未预留脱硝装置安装位置，故烟道分两路从省煤器接出后，经过垂直上升接入SCR反应器。
反应器为垂直布置，催化剂采用"2+1"布置模式，最下层为预留层。
经脱硝处理后烟气通过水平烟道进入空气预热器入口烟道，再进入空气预热器。
单个SCR反应器尺寸按锅炉50%BMCR工况下烟气量设计，设计温度358℃，设计压力±5800Pa。
为保证烟气的均匀分布和降低压损，在省煤器出口和反应器入口处设置导流板。
在上层催化剂层上方安装孔径80×80mm，高度400mm的烟气整流装置，使进入催化剂层的烟气分布均匀。
根据机组实际情况和运行特点，不设置省煤器和SCR反应器旁路系统，不设置烟气侧脱硝入口挡板但设置烟气侧脱硝出口挡板即烟气侧空预器入口挡板[4]。
省煤器出口已布置有灰斗，能有效减少进入SCR反应器中飞灰量，因此不增设SCR反应器入口灰斗和出口灰斗。
4.3 SCR催化剂蜂窝状催化剂与平板式、波纹板式催化剂相比，因其比表面积最大从而脱硝效率相对最高。
公司两台机组锅炉在300～600MW日常负荷波动范围内，烟气温度能稳定维持在300～400℃之间，烟气流速6.8m/s，飞灰浓度＜1.5%，能够满足蜂窝状催化剂的使用要求[5-6]，因此采用节距8.2mm的蜂窝状催化剂，布置2层并预留1层安装位置。
4.4 吹灰系统为防止催化剂表面积灰堵塞反应器，设置声波+蒸汽联合吹灰系统。
声波喇叭吹灰器共布置两层，单侧SCR反应器每层布置4台，每台机组共16台。
蒸汽吹灰器也布置两层。
单侧SCR反应器每层布置3台，每台机组共12台。
下层备用催化剂层预留安装声波喇叭吹灰器和蒸汽吹灰器位置。
4.5 氨喷射系统为达到最优的烟气流动分布、最优的氨/烟气混合性能和最低的压降，利用CFD数值模拟和实体物理模型实验对烟道及反应器内流场分布进行研究，并根据研究结果对烟道及反应器、导流板、整流装置、喷氨格栅和静态混合器等进行优化设计，使反应器最上层催化剂入口烟气分布均匀性满足速度最大偏差小于平均值的±15%，温度最大偏差小于平均值的±10℃，氨/氮摩尔比最大偏差小于平均值的±5%，烟气垂直入射角偏差小于±10°。
4.6 液氨接卸储存及氨气蒸发供应系统公司地处京、津、唐三市中心地带，交通便利，可采用纯氨法制备还原剂，故在两台机组脱硫岛区域预留空地同步建设液氨接卸储存及氨气蒸发供应系统，两台液氨储罐容量满足两台机组BMCR工况下连续运行120h液氨消耗量需求。
5. 空气预热器及引风机改造脱硝催化剂的活性成分V2O5会将烟气中的部分SO2氧化成SO3。
SCR反应器在低温运行时，烟气中的SO3与NH3反应生成(NH4)2SO4和NH4HSO4，NH4HSO4在150～230℃下具有很强的粘结性，能迅速粘在换热元件表面并吸附大量灰分，从而造成对空气预热器换热元件的堵塞和腐蚀，因此必须对空气预热器进行改造，以保证锅炉在各种运行工况下，铵盐只在空气预热器冷端凝聚，且冷端换热元件不易粘堵灰并易于吹扫。
具体改造措施包括将热端换热元件高度由原来的780mm降低为300mm，将冷端换热元件高度由原来的300mm提高到830mm，保持中温段换热元件高度780mm不变；将空预器冷端更换为脱碳钢镀搪瓷换热元件，厚度0.75+0.3mm；将每台空气预热器冷端底部蒸汽吹灰器改为半伸缩、高能量、小流量射流蒸汽/高压水双介质吹灰器，满足在线高压水冲洗和离线高压水冲洗需求，高压冲洗水枪入口压力＞27MPa，同时在热端顶部加装一台蒸汽吹灰器。
空气预热器改造后漏风率由10%左右降低到＜6%，而SCR脱硝系统脱硝剂的喷入量相对烟气量极微，因此烟气量减少，故引风机风量保持不变。
但因增加SCR反应器系统和烟气余热利用系统并进行空气预热器改造、脱硫扩容改造，烟气阻力增加约3800Pa，同时取消脱硫增压风机，将引风机和增压风机合二为一，故引风机压头将增加，改造后TB点全压升为10250 Pa，采用双级动叶调节轴流式风机。
6. 改造效果改造完成后，在100%、75%和50%额定负荷工况下进行了脱硝装置性能试验，主要试验数据平均值见表6所示。
试验结果表明SCR反应器入口NOX浓度最高387 mg/m3，出口NOX浓度最高76.2 mg/m3；SCR反应器入口烟气温度最高361℃，最低309℃；SCR反应器进、出口烟气压力降最高654Pa；脱硝效率最低80.2%，氨逃逸率最高1.27ppm，SO2/SO3转化率最高0.68%。
主要技术指标均达到设计性能要求。
表6 改造后脱硝装置性能试验主要数据7. 结语xx发电有限责任公司2×600MW机组锅炉采用低氮燃烧器改造+SCR技术组合方案进行脱硝系统改造后，炉膛出口NOX排放浓度低于400 mg/m3，烟囱出口NOX排放浓度降至80 mg/m3以下，全年减少NOX排放量6132t，脱硝改造效果显著，为保护京津冀地区大气环境质量、推动当地经济的可持续发展起到十分积极的作用，并将随着我国环保标准的提高创造巨大的经济和社会效益。
