淺談SCR脫硝超低排放改造在300MW鍋爐的應(yīng)用

摘要：介紹太原第二熱電廠六期工程2X300MW機(jī)組選擇性催化還原法（SCR）煙氣脫硝超低排放改造的應(yīng)用情況；廢舊催化劑處置情況；實(shí)現(xiàn)鍋爐煙氣氮氧化物的超低達(dá)標(biāo)排放（50mg/Nm3），脫硝系統(tǒng)投運(yùn)率達(dá)99.95%以上，具有很大的社會效益。

關(guān)鍵詞：SCR脫硝；超低排放；催化劑處置；氮氧化物；社會效益

1機(jī)組簡介

我廠六期工程2×300MW供熱機(jī)組，均為某鍋爐廠制造的DG1065/17.4-II12型亞臨界參數(shù)、自然循環(huán)、一次中間再熱、單爐膛平衡通風(fēng)、四角切圓燃燒、固態(tài)排渣、緊身封閉、全鋼構(gòu)架的P型汽包爐。制粉系統(tǒng)采用5套中速磨煤機(jī)、直吹式一次風(fēng)機(jī)系統(tǒng)，設(shè)計(jì)煤種為西山貧煤、洗中煤的混煤。鍋爐燃燒產(chǎn)生的氮氧化物設(shè)計(jì)值為650mg/Nm3，為了達(dá)到氮氧化物達(dá)標(biāo)排放的目標(biāo)，我廠于2011年10月完成了2×300MW鍋爐的低氮燃燒器（LNB）改造，于2012年11月完成2×300MW鍋爐的煙氣脫硝改造，LNB+SCR聯(lián)合脫硝系統(tǒng)投運(yùn)后將氮氧化物由650mg/Nm3降至100mg/Nm3以下，并于2015年11月完成2×300MW鍋爐超低排放改造，達(dá)到了環(huán)保要求的排放限值50mg/Nm3以下，順利通過了環(huán)保部門的驗(yàn)收，大大削減了氮氧化物的排放量，具有很大的社會效益。

2超低排放改造前SCR煙氣脫硝系統(tǒng)簡介

2.1煙氣脫硝原理簡述

我廠煙氣脫硝工藝屬于干法選擇性催化還原法(SCR)，SCR技術(shù)是還原劑在催化劑作用下，選擇性地與NOx反應(yīng)生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，主要反應(yīng)如下：

NO+NO2＋2NH3→2N2+3H2O

4NO+4NH3＋O2→4N2+6H2O

2.2工藝流程

省煤器出口煙氣進(jìn)入SCR入口煙道，與噴入的氨/空氣混合氣均勻混合，從上部進(jìn)入反應(yīng)器，通過整流裝置，垂直流經(jīng)催化劑，在催化劑的作用下，氨氣和煙氣中的NOx反應(yīng)生成氮?dú)夂退?，最后通過SCR出口煙道進(jìn)入空預(yù)器。SCR系統(tǒng)包括催化劑反應(yīng)器、尿素制備儲運(yùn)系統(tǒng)、熱解系統(tǒng)、氨噴射系統(tǒng)及相關(guān)的測試控制系統(tǒng)。脫硝反應(yīng)器布置在省煤器與空預(yù)器之間，屬于高灰布置、垂直氣流方式。催化劑采用凱特瑞（#11爐）和江蘇龍?jiān)矗?10爐）的蜂窩式催化劑，一臺鍋爐布置兩臺SCR反應(yīng)器，2+0布置方式，每臺SCR反應(yīng)器安裝二層催化劑，每層催化劑布置三臺聲波吹灰器，通過定期的聲波振動吹掃，保持催化劑的清潔，并盡可能避免因死角而造成催化劑失效導(dǎo)致脫硝效率的下降，吹灰器的控制接入了脫硝DCS控制系統(tǒng)。

3SCR脫硝系統(tǒng)超低排放改造方案

3.1改造方案與技術(shù)簡述

3.1.1原SCR采用雙反應(yīng)器高灰布置，采用尿素?zé)峤釹CR法脫硝工藝，反應(yīng)器催化劑設(shè)計(jì)共2層，反應(yīng)器催化劑按“2+0”配置。原設(shè)計(jì)脫硝反應(yīng)器入口NOx濃度為400mg/Nm3，設(shè)計(jì)脫硝效率為75%，反應(yīng)器出口NOx濃度不高于100mg/Nm3。根據(jù)山西省人民政府辦公廳《關(guān)于貫徹落實(shí)〈能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計(jì)劃〉（2014-2020年）的實(shí)施意見》（晉政辦發(fā)〔2014〕62號）文件要求，在2017年底前全省單機(jī)30萬千瓦及以上燃煤發(fā)電機(jī)組主要污染排放物排放要達(dá)到或基本達(dá)到天然氣燃?xì)廨啓C(jī)排放標(biāo)準(zhǔn)。2015年2月4日，太原市政府要求大唐太原第二熱電廠2015年完成六期#10、#11機(jī)組超低排放改造，即NOx排放濃度不大于40mg/Nm3。

3.1.2本次改造催化劑仍按照“2+0”配置，原有兩層蜂窩式催化劑全部進(jìn)行優(yōu)化更換為板式催化劑（大唐南京環(huán)?？萍钾?zé)任有限公司生產(chǎn)），提高脫硝催化反應(yīng)效率，使出口NOx濃度滿足NOx排放值在40mg/Nm3、脫硝效率90%、氨逃逸率＜3ppm；化學(xué)壽命＞24000h的性能保證要求。

3.1.3此次超低排放改造熱解爐利舊。

3.1.4原電加熱器運(yùn)行已達(dá)到最高負(fù)荷，對電加熱器進(jìn)行增容，將電加熱器功率由原來的550kW增大到667kW，改造范圍為電加熱器本體及控制柜整體更換。

3.1.5更換催化劑后，模塊高度為1584mm，為滿足模塊上方凈空要求，將原模塊下方的支撐梁拆除，重新設(shè)計(jì)安裝支撐部件，降低支持梁頂標(biāo)高，實(shí)現(xiàn)增加模塊高度的要求。

3.1.6脫硝低壓負(fù)荷由脫硝低壓變壓器提供，本次脫硝改造電加熱器容量由原有550kW擴(kuò)容至667kW后，原有脫硝低壓變壓器容量不滿足本次改造要求，本次更換為SGB10-1250型,同時(shí)更換變壓器電源電纜ZRC-YJV22-6kV-3x95mm2。

3.1.7原有電加熱器供電回路不滿足本次需求，需更換原有框架式開關(guān)，以滿足本次改造需求。本次改造脫硝系統(tǒng)不涉及事故保安電源，無直流UPS負(fù)荷。

3.1.8改造所涉及的斷路器選用西門子有限公司框架斷路器，短時(shí)耐受電流40KA、峰值耐受電流100KA。

3.1.9所有涉及到的電纜必須走電纜橋架，原電纜橋架容量不足時(shí)，安裝規(guī)范的新橋架。依據(jù)有關(guān)電纜的防火規(guī)程、標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范，完成可靠的防火阻燃設(shè)施。

3.1.10低壓開關(guān)柜改造后應(yīng)滿足：內(nèi)部各工作單元之間應(yīng)通過金屬擋板或相當(dāng)?shù)牟牧细綦x。帶電部分應(yīng)加以適當(dāng)?shù)谋Ｗo(hù)以防止觸電。在其它單元帶電的情況下應(yīng)能更換和改接電纜。

3.1.11加熱器控制柜內(nèi)要設(shè)計(jì)有進(jìn)線開關(guān)。

3.1.12電加熱器功率由原來的550KW增大至667KW，更換電加熱器控制柜，新的電加熱器控制柜放置在SCR區(qū)現(xiàn)有電控設(shè)備間，使用原電加熱器控制柜拆除后的盤位，新的電加熱器信號仍送至DCS，接入現(xiàn)有電加熱器信號位置，現(xiàn)有的電加熱器控制邏輯不變。新電加熱器的控制電纜盡量利舊。電加熱器改造前后儀表測點(diǎn)數(shù)量無變化，所以本次不涉及儀表改造。

4超低排放改造SCR廢舊催化劑處置

4.1處置原因及工作范圍

因超低排放改造后SCR催化劑外形尺寸及型式均與原催化劑不同，舊催化劑已無再生利用價(jià)值，需進(jìn)行廢舊催化劑處置。2臺機(jī)組4個(gè)反應(yīng)器內(nèi)8層催化劑共計(jì)553.188m³，采用無害化處理方式。催化劑處置工作由江蘇龍凈科杰催化劑再生有限公司完成，包含廢舊催化劑的現(xiàn)場預(yù)清灰、現(xiàn)場從煙道內(nèi)拆除、防護(hù)包裝、運(yùn)輸、無害化處理等工作。

4.2廢舊催化劑處置的相關(guān)要求

4.2.1乙方處理廢舊催化劑時(shí)須持有所在地環(huán)保部門廢煙氣脫硝催化劑危險(xiǎn)廢物經(jīng)營許可證(HW49)。

4.2.2轉(zhuǎn)運(yùn)前必須辦理危險(xiǎn)廢物轉(zhuǎn)運(yùn)五聯(lián)單，乙方須協(xié)助甲方辦理轉(zhuǎn)移計(jì)劃。（危廢轉(zhuǎn)運(yùn)五聯(lián)單辦理流程規(guī)定，發(fā)生地辦理主體應(yīng)為甲方，乙方需協(xié)助辦理；接收地辦理由乙方承擔(dān)）。

4.2.3廢舊催化劑運(yùn)輸公司、車輛、人員應(yīng)持有交通主管部門頒發(fā)的危險(xiǎn)貨物道路運(yùn)輸許可證及相關(guān)資質(zhì)。

4.2.4廢舊催化劑的的收集、貯存、運(yùn)輸、再生、利用處置活動應(yīng)嚴(yán)格執(zhí)行《關(guān)于加強(qiáng)廢煙氣脫硝催化劑監(jiān)管工作的通知》和《廢煙氣脫硝催化劑危險(xiǎn)廢物經(jīng)營許可證審查指南》及甲方所在地環(huán)保部門的相關(guān)要求。

4.2.5乙方應(yīng)制定有針對性的廢舊催化劑運(yùn)輸應(yīng)急預(yù)案。

5超低排放改造后脫硝系統(tǒng)運(yùn)行情況

超低排放改造后脫硝系統(tǒng)投入運(yùn)行時(shí)，存在電加熱器本體溫度偏高現(xiàn)象，及時(shí)聯(lián)系廠家來廠進(jìn)行分析，通過提高電加熱器跳閘溫度值（由700度提高至750度）、提高一次風(fēng)壓及流量后，問題得到控制，排放指標(biāo)達(dá)到超低排放標(biāo)準(zhǔn)要求。

6噴氨優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)

為在排放新標(biāo)準(zhǔn)下采取最經(jīng)濟(jì)安全的NOx控制方案，提高SCR系統(tǒng)運(yùn)行效率，降低SCR系統(tǒng)出口斷面NOx濃度偏差，減小SCR系統(tǒng)氨逃逸量，減小脫硝出口與脫硫出口NOx值偏差等問題，委托中國大唐集團(tuán)科學(xué)技術(shù)研究院有限公司西北分公司對SCR裝置的AIG進(jìn)行噴氨優(yōu)化調(diào)整。試驗(yàn)分摸底試驗(yàn)、噴氨優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)及氨逃逸測試三個(gè)部分。

280MW工況調(diào)整后測試，A側(cè)SCR出口的NOx濃度分布相對標(biāo)準(zhǔn)偏差值從54.8%下降至28.4%，B側(cè)SCR出口的NOx濃度分布相對標(biāo)準(zhǔn)偏差值從51.3%下降至22.2%，調(diào)整后SCR出口的NOx濃度分布場與原始工況摸底試驗(yàn)NOx濃度分布場對比均勻性得到了很大提高。

7超低排放改造后SCR系統(tǒng)運(yùn)行調(diào)整注意事項(xiàng)

7.1應(yīng)根據(jù)煤質(zhì)情況及時(shí)調(diào)整鍋爐燃燒，充分利用低氮燃燒器進(jìn)行調(diào)整，減少氮氧化物的生成量，在保證達(dá)標(biāo)排放的同時(shí)盡量減少尿素用量，提高系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。

7.2定期對脫硝系統(tǒng)數(shù)據(jù)進(jìn)行比對，如發(fā)現(xiàn)異常變化，及時(shí)分析查找原因并做好分析記錄。

7.3對脫硝出口氮氧化物和脫硫出入口氮氧化物比對，偏差較大時(shí)及時(shí)聯(lián)系熱工進(jìn)行校驗(yàn)。

7.4對脫硝系統(tǒng)顯示異常的參數(shù)及時(shí)填寫缺陷，聯(lián)系處理。

7.5SCR系統(tǒng)調(diào)整的目標(biāo)值以總排口穩(wěn)定控制在40mg/Nm3為最佳，防止氨逃逸增大引起下游設(shè)備堵塞。

7.6嚴(yán)密監(jiān)視脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度在320度至420度之間范圍內(nèi)，當(dāng)煙氣溫度過高或過低時(shí)及時(shí)通過有效的燃燒調(diào)整、增減鍋爐負(fù)荷、吹灰等手段調(diào)整煙氣溫度，嚴(yán)禁高于420度運(yùn)行。

7.7運(yùn)行中不應(yīng)單靠氨逃逸率測點(diǎn)顯示值來判斷噴氨量是否過大，應(yīng)經(jīng)常對比分析脫硝系統(tǒng)進(jìn)、出口NOx與噴氨量間經(jīng)驗(yàn)值與實(shí)際值變化情況，結(jié)合空預(yù)器差壓等參數(shù)變化情況來判斷是否過噴。

7.8運(yùn)行中若出現(xiàn)氨逃逸濃度超規(guī)定值時(shí)，應(yīng)先減少噴氨量，將氨逃逸濃度降低至允許的范圍后，查找氨逃逸高的原因，及時(shí)聯(lián)系相關(guān)工程部處理。

7.9將催化劑及空預(yù)器差壓作為常態(tài)監(jiān)視參數(shù)，并做好差壓記錄、變化對比工作。若同負(fù)荷工況下反應(yīng)器的壓差變大，應(yīng)加強(qiáng)催化劑的吹灰頻率；當(dāng)同負(fù)荷工況下空預(yù)器差壓明顯增大時(shí)，應(yīng)加強(qiáng)空預(yù)器的吹灰頻率，視情況可投入空預(yù)器連續(xù)吹灰方式。

結(jié)語：我廠的六期兩臺300MW鍋爐經(jīng)過脫硝超低排放改造后，各項(xiàng)指標(biāo)均符合技術(shù)要求的性能保證值，氮氧化物排放值達(dá)到50mg/Nm3以下，順利通過環(huán)保部門的驗(yàn)收，具有很大的社會效益。