电厂燃煤机组烟气超低排放改造技术路线之:脱硝改造

腾博会诚信为本9887

2018-04-04 16:34:24

随着国内越发严峻的环保形势及《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014―2020年)》(发改能源[2014]2093号)的发布(要求改造后燃煤发电机组的大气污染物排放浓度在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/m3、 全国燃煤电厂超低排放改造工作正在如火如荼的开展。目前较多机组已完成超低排放改造,本文对多种超低排放改造技术路线进行讨论,并通过测试数据对改造路线效果进行评价。 未超低排放改造前,一般电厂脱硝采用:低氮燃烧器 scr工艺,控制nox浓度在100mg/m3以内。以后将要执行50 mg/m3的排放限值(平时运行时为防止排放值波动而超标,一般需控制在30~40 mg/m3),电厂可以从以下两个方面进行脱硝超低排放的改造。 未进行低氮改造或低氮改造效果不好,低氮改造后入口nox仍然较高的(超过500mg/m3),电厂脱硝若执行50 mg/m3的排放限值时,scr装置的压力较大的(脱硝效率在90%以上),需首先考虑能否进行低氮燃烧器的改造。 有些电厂低氮燃烧器改的较早,或锅炉本身自带低氮燃烧器,因技术原因,低氮效果不明显。随着近几年低氮燃烧技术的发展,已经可以解决以前无法解决的问题。如前后墙对冲燃烧锅炉,目前已经有成熟的低氮技术对该种炉型进行改造,炉膛出口nox可降低到300 mg/m3左右。 如山西某电厂6-∏1,炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧。脱硝采用低氮燃烧器 scr工艺,scr设计入口nox浓度为500mg/m3,催化剂层数按“2+1”布置,脱硝效率不小于80%,出口浓度<100mg/m3(标干,6%氧)。 2012年对两台机组进行了低氮燃烧改造,改造效果不理想。对改造后scr入口nox浓度进行统计分析,见图1-1: 据统计,2014年7月~2014年10月,1号机组a侧scr入口nox浓度基本在300~500mg/m3,b侧scr入口nox浓度基本在400~600mg/m3,scr入口浓度较高,低氮效果不明显。 迫于超低排放改造的压力,2014年9月,电厂对1号机组重新进行了低氮燃烧器改造,改造后锅炉运行情况见图1-2: 重新进行了低氮燃烧器改造后,燃用同样的煤种,#2机组scr入口nox浓度基本可稳定在400 mg/m3以下,低氮改造效果较明显,减轻了后续scr的运行压力,且节约运行成本。 低氮燃烧器改造效果较好的(不降低炉效的前提下),可降低脱硝的运行成本,减少氨的用量,减少氨逃逸的风险,对后续空预器等设备均有一定的积极意义,在一定程度上保证了机组长期稳定运行。 scr改造一般采用新增催化剂或更换催化剂的技术方案,同时对scr吹灰器进行相应改动,并重新核算还原剂储存系统、制备系统及稀释风机出力是否满足要求,若不满足,进行相应的改造。 南京某电厂2×600mw机组,已采用低氮燃烧器,低氮改造后scr入口浓度保证在320mg/m3以内。此次脱硝系统改造仅加装备用催化剂层,并增加配套催化剂层吹灰系统。按照新加装催化剂 原催化剂,满足nox排放值在50mg/m3以内、脱硝效率>85%、氨逃逸率<3ppm。 表1-1  南京某电厂1号机组脱硝系统主要性能参数 电厂超低排放改造完成后,试验单位于2016年1月份对该机组脱硝进行了测试,测试结果见表1-2。 表1-2  南京某电厂1号机组脱硝性能测试数据 根据测试数据,72ppm,b侧超过设计值的3ppm。 由于超低排放改造时,未对1号机组进行脱硝喷氨优化试验,较高的脱硝效率及喷氨的不均匀性,导致氨逃逸较高。而该电厂的#2机组超低排放改造后,进行了脱硝喷氨优化试验,氨逃逸远小于3ppm。改造前空预器运行4个月,压差从1000pa左右上升到2000pa左右,改造后空预器运行2015年1年时间,压差仅从1000pa左右上升至1300pa,喷氨优化试验效果明显。所以脱硝超低排放改造同时,建议进行喷氨优化试验,降低氨逃逸。