第六節　NO_x超低排放工程實例

一、SCR脫硝工程應用實例

某電廠2×600MW超臨界機組鍋爐是采用美國阿爾斯通技術設計制造的SG-1913/25.40-M950型鍋爐，機組是國內首臺自行設計的超臨界機組。脫硫部分采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，分別與主體工程于2005年11月和12月并網發電運行。脫硝部分采用高塵布置的選擇性催化還原法（SCR）（見圖2-59），設計脫硝效率不低于80%，總投資為2.64億元（建筑工程費為2112萬元、設備購置費為13992萬元、安裝工程費為4488萬元、其他費用為5808萬元），僅催化劑購置費就高達10067.8萬元。2006年1～3月，脫硝系統投入運行。脫硝系統有關設計參數見表2-6和表 2-7。機組設計煤種為煙煤，校核煤種為褐煤，催化劑采用日立造船株式會社生產的NO_xNON700S-3型脫硝催化劑，催化劑形狀為陶瓷質地的三角間距蜂窩狀，主要成分為Ti-V-W（鈦-釩-鎢）。

（一）工藝流程

氨氣進入SCR反應器上方，通過噴霧裝置和煙氣均勻混合。混合后煙氣通過反應器內催化劑層進行還原反應，并完成脫硝過程。脫硝后的煙氣再進入空氣預熱器繼續進行熱交換。

1.液氨儲存與供應系統

脫硝還原劑采用液氨，液氨儲存與供應系統設備占地面積約為40m×30m。液氨儲存與供應系統包括液氨卸料壓縮機、液氨儲罐、液氨蒸發器、氣氨儲罐、氨氣稀釋槽（1臺）、廢水泵和廢水池等。7、8號機組共用一套液氨儲存與供應系統，外購液氨通過液氨槽車運至液氨儲存區，通過往復式卸氨壓縮機將液氨儲罐（2個）中的氣氨壓縮后送入液氨槽車，利用壓差將液氨槽車中的液氨輸送到液氨儲罐中；液氨經氨蒸發器（3個）蒸發成氣氨后進入氣氨儲罐（3個），氣氨通過稀釋風機（每臺鍋爐2臺）稀釋后，分別經過兩臺機組的噴氨格柵送入SCR反應器（每臺鍋爐2個）。

缷料壓縮機1臺，為往復式壓縮機，壓縮機抽取液氨罐中的氣氨，壓入槽車，將槽車中液氨推擠入液氨儲罐中，氨壓縮機電動機功率為18.5kW。液氨儲罐2個，每個容積為106m3，設計壓力為2.16MPa。一個液氨儲罐可供應一套SCR機組脫硝反應一周所需氨氣。

從蒸發器蒸發的氨氣流進入氣氨儲罐，再通過氨氣輸送管線送到鍋爐側的脫硝系統。氣氨儲罐的作用即穩定氨氣的供應，避免受蒸發器操作不穩定影響。氣氨儲罐上也有安全閥可保護設備。氣氨儲罐3個，每個容積為8.27m3，設計壓力為0.9MPa。

液氨蒸發器為螺旋管式。管內為液氨，管外為溫水浴，以蒸汽直接噴入水中加熱至40℃，再以溫水將液氨汽化，并加熱至常溫。蒸汽流量受蒸發器本身水浴溫度控制調節。當水的溫度高過45℃時則切斷蒸汽來源，并在控制室DCS上報警顯示。蒸發器上裝有壓力控制閥將氨氣壓力控制在0.21MPa。當出口壓力達到0.37MPa時，則切斷液氨進料。在氨氣出口管線上裝有溫度檢測器，當溫度低于10℃時切斷液氨進料，使氨氣至緩沖槽維持適當溫度及壓力。蒸發器也裝有安全閥，可防止設備壓力異常過高。液氨蒸發器3臺，每臺容積為5.6m3，設計壓力為常壓。

氨氣稀釋槽為立式水槽，水槽的液位由滿溢流管線維持。液氨系統各排放處所排出的氨氣由管線匯集后從稀釋槽底部進入。通過分散管將氨氣分散入稀釋槽水中，利用大量水來吸收安全閥排放的氨。

氨和空氣在混合器和管路內借流體動力原理將兩者充分混合，再將混合物導入氨氣分配總管內。氨/空氣混合物噴射配合NO_x濃度分布靠霧化噴嘴來調整。

氨氣供應管線上提供一個氨氣緊急關斷裝置。系統緊急排放的氨氣則排放至氨氣稀釋槽中，經水的有效吸收排入廢水池，再經廢水泵送到廢水處理廠進行處理。

液氨儲存與供應系統周邊設有6只氨氣檢測器，以檢測氨氣的泄漏，并顯示大氣中氨的濃度。當檢測器測得大氣中氨濃度過高時，在機組控制室會發出報警，操作人員采取必要的措施，以防止氨氣泄漏的異常情況發生。

2. SCR反應器

每套脫硝系統設計2個平行布置的反應器，SCR反應器設置于一級省煤器之后、空氣預熱器之前，該處的煙氣溫度為378℃，滿足脫硝反應的溫度要求。反應器的水平段安裝有煙氣導流、優化分布裝置以及噴霧格柵。反應器的豎直段則安裝有催化劑床。設計安裝三層催化劑，運行初期先安裝兩層，待上層催化劑逐漸失效時再將第三層催化劑裝上以保證脫硝效果，催化劑的設計工作溫度為280～420℃。每套SCR反應器、連接煙道及檢修維護通道等占地面積約為860m2，SCR反應器尺寸為10100mm×16100mm×18000mm，流過反應器煙氣流速為4～6m/s，催化劑造成的煙氣阻力為1000Pa。

每個反應器按3層催化劑設計，運行初期僅裝上2層。每層布置75個催化劑模塊（5×15），層間高度為2.5m，其中第一層催化劑前端有耐磨層，減弱飛灰對催化劑的沖刷作用。對于高灰型布置的工程，其催化劑容易中毒失效，按催化劑制造商的說明，催化劑的使用壽命為3～5年。

3.氨/空氣噴霧系統

煙氣脫硝裝置中，氨和空氣在混合器和管道內依據流體動力原理充分混合，再將混合物導入氨氣分配總管內。氨和空氣設計稀釋比為1∶20。氨/空氣噴霧系統包括供應箱、噴氨格柵和噴嘴等。同時將煙道截面分成20～50個大小不同的控制區域，每個區域有若干個噴射孔，每個分區的流量單獨可調，以匹配煙氣中的NO_x濃度分布。氨/空氣混合物噴霧配合NO_x濃度分布靠霧化噴嘴來調整。

4.稀釋風系統

稀釋風的作用有3個：a.在氣氨進入煙道之前進行稀釋，使其處于爆炸濃度范圍之外；b.便于得到更加均勻的噴氨效果；c.增加能量，使混合更充分。

稀釋風機將空氣送入煙道，在煙氣進入反應器前將NH₃經稀釋風稀釋后，通過分配器蝶閥調節流量，經過噴氨格柵均勻地噴入煙氣中，在反應器中催化劑的作用下與NO_x反應生成氮氣和水，最終達到降低NO_x排放的目的，并在途中混入一定量的氣氨，進入噴氨格柵，再以一定速度進入煙道。本工程2臺鍋爐設4臺稀釋風機，以滿足2開2備的需要。稀釋風機為9-19-12.5D離心式風機，介質體積流量為17200m3/h，出口升壓為7000Pa，電動機額定功率為75kW。

5. SCR的吹灰和灰輸送系統

為了防止由飛灰產生的催化劑堵塞，必須除去煙氣中硬而直徑大的飛灰顆料，省煤器之后設置灰斗，當鍋爐低負荷運行或檢修吹灰時收集煙道中的飛灰，以保持煙道中的清潔狀態。

在每層催化劑之前設置吹灰器，可隨時將沉積于催化劑入口處的飛灰吹除，防止堵塞催化劑通道。在每個SCR裝置之后的出口煤道上設有灰斗，煙氣經過SCR裝置，流速降低，煙氣中的飛灰會在SCR裝置內和SCR裝置出口處沉積下來，部分自然落入灰斗中。

SCR設置獨立的氣力除灰系統，將集灰輸送到電廠的灰庫。

6.電氣系統

電氣系統包括低壓開關設備、直流控制電源、不停電電源、動力和照明設施、接地和防雷保護、控制電纜和電動機配置等。電氣系統中的低壓開關設備提供了脫硝系統內的所有動力中心（PC）及電動機控制中心（MCC），照明、檢修等供電的箱柜以及相關的測量、控制和保護柜等。在脫硝控制室內配置直流電動切換饋電柜，并留有20%的備用分支回路，由電廠主廠房向脫硝控制室提供兩路直流電源，滿足負荷要求。同時脫硝系統配置一套不間斷電源裝置。

7.自動化控制系統

脫硝控制系統在設計上應和整個機組控制系統相協調，并滿足整個機組控制系統的接口要求。采用的電壓等級為400/230V和DC 110V。

脫硝控制系統控制方式采用以下方案：SCR區采用與主機相同的DCS控制系統進行集中監控。單元機組脫硝SCR區由DCS直接控制，采用與機組DCS相同的軟、硬件，包括單元機組脫硝SCR區一對控制器以及相應的機柜、輸入輸出模件、通信模件（包括光纖通信電纜及附件）等。脫硝系統的DCS控制器作為機組DCS冗余控制網上的一個節點實現無縫連接，脫硝系統的DCS系統電源由主機DCS供給。

脫硝公用系統（氨區）的控制納入輔控網，采用PLC控制，設置一個操作員區兼工程師區，對供氨部分的設備及參數進行監控和參數調整；在氨區設置遠程IO區和一個就地操作員區。脫硝公用系統（氨區）的監視、控制由輔控人員在主集控室內實現。

SCR區吹灰器的控制納入DCS系統新增的脫硝系統控制器中，在吹灰控制室新增設一個操作員站（只能對SCR區吹灰器進行控制）。吹灰器控制能實現全程自動吹灰。

脫硝系統畫面和參數引入全廠SIS系統。脫硝公用系統與脫硝SCR區之間的聯鎖保護信號通過硬接線實現。

脫硝系統主要監視和控制參數有：液氨儲罐中液氨的溫度、液位，液氨儲罐中氣氨的壓力，氣氨緩沖罐中氣氨的壓力，氣氨母管的壓力。這些均為單回路控制系統，不再贅述。

（二）SCR系統保護

當滿足下列條件之一時，SCR系統DCS發出報警，提示運行人員執行保護操作并及時聯系機組進行調整。

①SCR進口煙氣溫度（省煤器出口煙氣溫度）低于302℃或高于380℃，SCR裝置DCS發出報警。

②SCR反應器A/B進、出口煙氣壓差高于300Pa時，SCR裝置DCS發出報警。

③蒸汽吹灰器蒸汽壓力高于1.9MPa或低于0.8MPa時，SCR裝置DCS發出報警。聲波吹灰器緩沖罐罐體壓力高于0.7MPa或低于0.5MPa時，SCR裝置DCS發出報警。

1.液氨儲罐氣動出口閥聯鎖動作條件

①保護打開條件：相應液氨儲罐壓力>1.8MPa，液位<150mm。

②保護關閉條件：相應液氨儲罐壓力<1.75MPa，液位>150mm。

2.卸料壓縮機保護停運條件

①對應液氨儲槽液位>2000mm。

②任一液氨儲槽壓力> 1.45MPa。

③液氨卸車區氨漏濃度>30×10-6。

④液氨卸料壓縮機氨漏濃度>30×10-6。

⑤卸料壓縮機出口壓力> 1.75MPa。

3.液氨儲罐冷卻水噴淋閥保護打開條件

①任一液氨儲槽氨漏濃度> 30×10-6。

②任一液氨儲槽溫度>40℃。

③任一液氨儲槽壓力> 1.9MPa。

4.氨區其他區域水噴淋閥保護打開條件

任一區域相應氨漏濃度>30×10-6。

5.液氨蒸發器進料閥動作條件

①開啟允許條件：液氨蒸發器液位>1350mm，熱水溫度>40℃。

②強關條件：液氨蒸發器A/B出口氣氨溫度<10℃；液氨蒸發器A/B水溫<15℃；氣氨緩沖罐A/B壓力差>0.7MPa。

6.稀釋風機聯鎖

①聯鎖啟動條件：聯鎖投入且運行稀釋風機跳閘。

②停止允許條件：SCR氨氣出口關斷閥均已關閉，延時5s。

7. SCR氨氣關斷閥聯鎖

①開啟允許條件：稀釋風機已開啟且稀釋風量>3300m3/h，延時10min；SCR系統A/B氣氨管道壓力≥0.07MPa；SCR入、出口煙氣溫度>305℃。

②保護關閉條件（遇到下列條件之一時聯鎖保護動作）：鍋爐MFT動作；氨氣母管壓力<0.06MPa或高于0.3MPa；SCR氨氣空氣混合濃度>10%；稀釋風量<2900m3/h或風機全停；SCR入、出口煙氣溫度<299℃或高于420℃；SCR出口含氨濃度>3.5×10-6。

8. SCR反應器吹灰系統啟動條件

①壓縮空氣母管壓力> 0.6MPa。

②無吹灰器空氣壓力低報警。

（三）運行數據

單位造價為196.4元/kW；每臺爐年吸收劑為2552t液氨（按年運行時數為5500h計），吸收劑價格為2500元/t，年吸收劑費用為638萬元；年電耗為800×5500kW·h=4400000kW·h，電費為171.6萬元；每臺爐脫硝投資為13200萬元，按20年折舊為660萬元；催化劑的使用壽命按4年計算。每臺爐4層，每層2000萬元，催化劑每年的成本為2000萬元/層×4層÷4年=2000萬元/年；年總運行費用為3469.6萬元，年脫除NO_x為4510t，每噸NO_x脫除費用7693元。600MW機組的SCR脫硝系統運行數據見表2-8。

二、貧煤低氮燃燒器改造實例

（一）某330MW燃燒貧煤機組低氮改造［47］

1.電廠概況

某電廠2×330MW燃煤機組采用東方鍋爐廠生產的DG1110/17.4-∏12型、亞臨界、中間一次再熱、自然循環汽包、單爐膛Π型布置鍋爐。鍋爐尾部雙煙道，固態排渣，平衡通風，全鋼架懸吊結構，半露天布置，鍋爐主要性能參數如表2-9所列。燃燒設備為四角布置，切向燃燒，百葉窗式水平濃淡直流擺動式燃燒器，總共24只粉燃燒器分6層布置在爐膛4個切角上，每角燃燒器共布置16層噴口，其中有6層一次風（A、B、C、D、E、F， A層布置少油點火裝置）噴口，2層燃盡風（OFA1、OFA2）噴口，8層二次風（AA、AB、BC、CC、DD、DE、EF、FF，其中AB、BC、DE層布置有燃油裝置）噴口。主燃燒器區域均有火檢攝像頭，一次風噴口均布置有周界風。燃燒器上一次風噴口中心線到屏底的距離為19.8m，下一次風噴口中心線到冷灰斗拐點距離為4.017m。

改造前電廠已經裝有二層SOFA風，實現了空氣分級燃燒。但由于煤質變化，貧煤揮發分很低，灰分很高，導致原1#爐SCR入口NO_x濃度為500～700mg/m3，NO_x排放濃度為70～100mg/m3，無法達到50mg/m3的超低排放要求。為降低NO_x排放，滿足超低排放要求，對鍋爐低氮燃燒器及系統進行了二次改造。

2.煤質分析

貧煤設計煤種的配比為壽陽新元30%+新景礦30%+壽陽開元30%+三礦中煤10%；貧煤校核煤種為陽泉三礦30%+平定陽勝30%+三礦中煤30%+東坪礦10%。貧煤設計和貧煤校核煤種的煤質及灰成分分析見表2-10。

3.改造方案

采用強化卷吸高溫回流、強化著火的XJTU低氮貧煤燃燒技術對鍋爐機組進行寬煤種適應性、防渣、低NO_x改造，改造后不僅可以實現爐內深度低氮燃燒，而且可以同步提升爐內燃燒的穩定性，緩解鍋爐結渣情況。

燃燒器依舊分上、下兩組燃燒布局。更換五層（B、C、D、E、F）一次風噴嘴體以及一次風噴口；一、二次風切圓直徑大小維持原設計；一次風依舊采用水平濃淡結構；一次風噴口采用獨特結構設計，增強穩燃功能（如圖2-60所示）；同時提高燃盡風標高并新增一層高位燃盡風噴口，設計三層SOFA燃盡風；SOFA燃盡風中心度上移，如圖2-61所示。

一次風噴口采用獨特結構設計，確保煤粉及時穩定著火，加強燃盡效果，拓寬燃料適應性；重新設計、更換全部主燃燒器區二次風噴口，根據燃用煤質特性以及實際運行現狀，重新優化調整各層二次風噴口風率，采用多點摻混、各級控制的布置方式，在爐膛三維空間上真正實現逐步深度分級送風、精確操控的燃燒技術，減少燃燒過程中含N基團與O₂反應機會，有效降低煙氣中NO_x生成量。

4.改造后效果

數據如圖2-62所示，改造后排煙塔NO_x濃度均值由原來的70mg/m3降低至35mg/m3。SCR入口濃度在全負荷段降低至450mg/m3以下，與改造前統計數據相比降幅達到150mg/m3，說明煤質變差后，采用強化著火特殊設計后，第二次低氮改造可以獲得很好的排放控制效果，如圖2-63所示。

（二）某330MW機組低氮改造——貧煤（接近無煙煤）

1.電廠鍋爐概況

某公司1#、2#機組為2×330MW 供熱機組，2#鍋爐為上海鍋爐廠有限公司生產的SG-1113/17.5-M887型亞臨界汽包爐、單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、露天島式布置、固態排渣、全鋼構架懸吊結構Π型鍋爐。鍋爐的主要技術規范見表2-11。該公司1#、2#機組煙氣脫硝采用SCR工藝。改造前鍋爐本身就是低氮燃燒設計，采用了空氣分級技術，在主燃燒器上方布置了二層SOFA。但是由于煤質太差，滿負荷爐膛出口NO_x濃度為800～850mg/m3（標態、干基、6%O₂），況且再熱氣溫比設計低20℃，無法滿足超低排放要求。公司決定對1#、2#鍋爐均進行低氮燃燒改造，降低SCR入口NO_x濃度。下面僅以2#爐為例進行介紹。

燃燒系統采用美國CE公司引進技術設計和制造，燃燒器采用四角布置切圓燃燒方式，四角切圓采用CFSⅡ+OFA消旋。煤粉燃燒設計參數如表2-12所列。

2.煤質分析

鍋爐原設計和校核煤種的煤質特性見表2-13。

3.改造方案

針對某發電廠2#鍋爐的特點和燃料燃燒特性，采用XJTU強化著火型多空氣分級低NO_x燃燒技術對鍋爐燃燒系統重新改造設計。具體改造技術方案如下。

①在主燃燒器上方重新設計SOFA燃燒器，具體如表2-14所列。

SOFA燃燒器噴嘴可以在垂直方向上下擺動±28°（自動控制），同時可以在水平方向左右擺動±15°（手動控制）；每個噴嘴均有調節風門擋板對噴嘴的風量根據運行要求進行自動調節（DCS控制）。詳見圖2-64～圖2-66。

②重新設計SOFA燃燒器，每角SOFA由兩層噴口升級改造為新設計四層噴口，該角部區域的水冷壁進行讓管改造，采用與原水冷壁相同規格和材質的水冷壁管。

③SOFA燃燒器剛性梁重新設計改造為桁架結構，保持水冷壁剛性梁能力。

④原一次風燃燒器切圓不變。

⑤由鍋爐兩側分風道引熱風到SOFA燃燒器大風箱，然后通過SOFA大風箱向四角SOFA燃燒器均勻供風。因風道阻擋了部分平臺通道，也相應增設了平臺和扶梯。

⑥將主燃燒器上端部2層（4角共8個）二次風門氣動執行器移動到SOFA區域，充當SOFA風門執行器使用。并更改相應的控制電纜和供氣管路。

⑦保留主燃燒器的殼體不動，煤粉管道、燃燒器入口彎頭和一次風標高不變。

⑧A1微油燃燒器位置不變，A1微油燃燒器改造為少油燃燒器（業主范圍）。

⑨更換B2、C1、C2層的共12只一次風噴口。

⑩將A2、B1層煤粉燃燒器更換為強輻流燃燒器。

主燃燒器各層二次風標高及數量均不變（共11層）。因采用低氮燃燒技術，所有主燃燒器區域的二次風噴嘴全部重新優化設計。

主燃燒器的一、二次風噴嘴仍分別維持原來可上下擺動20°和30°的功能。

啟動及助燃用的輕油槍維持標高以及位置不變。

煤和油火檢也維持原有標高以及位置不變。

煤粉管道、煤粉彎頭的標高、走向以及結構形式不做改動。

改造后的燃燒器主要設計參數如表2-15所列。

4.改造后效果

某公司2#鍋爐低氮燃燒器改造后熱態試驗于2016年6月27日～7月1日進行，選擇機組負荷165MW、180MW、250MW和330MW作為試驗工況。試驗期間使用嶗應3012H型煙氣分析儀在SCR入口測量了煙氣中的NO_x濃度和CO濃度，典型工況下測量結果顯示SCR入口NO_x濃度（標態）可控制在550mg/m3以下，甚至500mg/m3以下；飛灰含量控制在3%～4%。改造后NO_x濃度下降了250～300mg/m3。說明采用XJTU型強化著火燃燒技術對原來低氮燃燒系統改進后，可以實現劣質貧煤高效低氮燃燒。

三、低氮燃燒器+SCR改造實例

1.電廠概況

某電廠2×600MW燃煤發電機組采用超臨界壓力一次中間再熱超臨界參數變壓直流爐，平衡通風、緊身封閉布置、固態排渣、全鋼構架、前后墻對沖燃燒、全懸吊結構Π型鍋爐。同步建設煙氣脫硫、脫硝裝置，不設煙氣旁路，采用三塔合一、電袋除塵、汽動引風機。

電廠1#、2#機組原脫硝方法為選擇性催化還原法（SCR），脫硝反應器布置在鍋爐省煤器和空預器之間。原催化劑為板式催化劑，SCR以液氨為還原劑，在設計煤種及校核煤種、鍋爐最大連續出力工況（BMCR）、處理100%煙氣量、SCR入口煙氣NO_x濃度為（標態）550mg/m3、布置2層催化劑情況下，保證脫硝效率需≥85%。原催化劑按2+1層設計，初裝2層，備用1層。原設計已預留加裝催化劑的空間（最下層）。脫硝系統不設置煙氣旁路和省煤器高溫旁路系統。脫硝系統入口煙道拐彎處設置灰斗及輸灰系統，輸送煙道積灰。SCR投運后對機組進行了制粉系統優化調整和燃燒優化調整試驗，試驗后SCR入口NO_x濃度有所降低。

2.煤質分析

見表2-16。

3.改造方案

現有燃燒系統整體空氣分級燃燒不夠明顯，而燃燒器本身實現空氣分級的條件非常有限，使得煤粉氣流著火后的主燃燒高溫區處于富氧燃燒的條件無法改變，進一步通過調整燃燒來降低NO_x排放值的空間已經不大，這是NO_x排放量高的主要原因；并且OFA噴口對整個燃盡區域的覆蓋不是很徹底，對NO_x的控制作用有限。

對SCR催化劑進行檢查發現催化劑上僅有少部分有積灰或堵塞的現象，約占催化劑總量的10%，且目前1#機組SCR 進口煙氣中NO_x排放濃度（標態）在320～438mg/m3。煙囪出口NO_x濃度無法滿足超低排放NO_x濃度（標態）限值50mg/m3的要求。

綜上所述，電廠決定對低氮燃燒器進行優化改造，保證鍋爐出口NO_x≤450mg/m3；同時對SCR進行提效增容改造，采用蜂窩式SCR催化劑填充原有SCR反應器最下方的預留層催化劑，在新加催化劑層設置聲波吹灰器+蒸汽吹灰器。

設計原則如下。

①在設計煤種及校核煤種、鍋爐全負荷工況、處理100%煙氣量條件下，SCR系統能正常運行。

②脫硝出口保證NO_x濃度（標態）<50mg/m3。

③3層脫硝催化劑在壽命期內保證其效率≥90%。

本次改造在啟用備用層催化劑的同時，更換部分有積灰堵塞現象的原有催化劑，催化劑為蜂窩式；根據現場情況，更換量按原催化劑總量的10%計。3層脫硝催化劑在壽命期內保證其效率≥85.7%（入口濃度按350mg/m3設計），出口保證NO_x濃度<50mg/m3；同時對SCR反應器的煙氣流場、噴氨格柵的均勻性進行數模及物模試驗，以進一步改善空預器冷端的硫酸氫氨堵塞問題。脫硝改造主要設備材料清單見表2-17。

4.運行狀況

對兩臺機組進行低氮燃燒改造后鍋爐出口的NO_x濃度為260mg/m3，本次改造項目只更換少部分原有SCR脫硝系統催化劑，并投入備用層催化劑，3層催化劑全部運行，其脫硝效率為81%，NO_x最大排放濃度（標態）為49mg/m3，可滿足50mg/m3的超低排放標準要求。

四、蜂窩式SCR催化劑改為板式SCR催化劑

1.電廠概況

某電廠2臺660MW超超臨界直接空冷機組，一次中間再熱、單爐膛、對沖燃燒、鋼架全懸吊結構、固態排渣，2010年投產發電。

原燃燒器為外濃內淡型低NO_x旋流煤粉燃燒器，全爐共30只燃燒器，前墻3層，后墻2層。在標高35.354m處前后墻各設有一層燃盡風，鍋爐省煤器出口NO_x濃度（標態）≤400mg/m3，電廠尾部煙道設有SCR脫硝裝置，在燃用設計及校核煤種、鍋爐最大連續工況（BMCR）、處理100%煙氣量條件下，原SCR入口NO_x濃度（標態）按照≤450mg/m3設計，脫硝效率不低于80%，催化劑按照2+1層布置，裝有兩層蜂窩式SCR催化劑，原SCR出口NO_x濃度（標態）≤90mg/m3。

2.煤質分析

見表2-18。

3.改造方案

為達到超低排放要求，電廠決定對原SCR脫硝裝置進行增容改造，利用備用催化劑層，SCR入口NO_x濃度（標態）按照≤450mg/m3設計，脫硝效率不低于89%，出口NO_x濃度（標態）≤50mg/m3。

另外，由于原有蜂窩式SCR催化劑堵塞較為嚴重，本次備用層安裝板式SCR催化劑，原來兩層催化劑達到使用壽命后全部更換為板式SCR催化劑。SCR脫硝裝置入口/出口煙氣參數見表2-19。

原單臺爐兩層催化劑初始體積為230.947m3，安裝備用催化劑層每臺爐約需要383m3，煙氣阻力增加≤150Pa。加裝一層催化劑并新增5臺聲波吹灰器，2臺爐4臺反應器共增加20臺聲波吹灰器，1臺爐增加6個耙式蒸汽吹灰器，蒸汽吹灰器和聲波吹灰器的安裝位置原來已經預留。

4.運行效果

備用催化劑層投入使用后，有關部門對NO_x的排放濃度測試結果顯示煙囪出口NO_x排放濃度（標態）<50mg/m3，滿足超低排放要求。

五、SNCR+SCR改造案例

1.電廠概況

某電廠二期工程2×300MW煤矸石循環流化床（CFB）直接空冷機組，每臺機組配備1臺BMCR工況下為1060t/h的亞臨界鍋爐，鍋爐為上海鍋爐廠生產的SG-1060/17.5-M802型亞臨界中間再熱、單鍋筒自然循環CFB鍋爐，鍋爐主要技術參數見表2-20。每臺鍋爐同時配套爐內脫硫、全煙氣脫硝、除塵設施。

3#機組采用CFB技術+SNCR脫硝技術，CFB燃燒技術具有低溫燃燒和分級燃燒的特點，NO_x的生成量很低。爐內SNCR技術采用25%濃度的氨水為還原劑，脫硝噴射裝置布置在鍋爐各旋風分離器入口煙道處，每個旋風分離器上縱向布置4個噴槍，利用超重力機分離出氨氣，由高壓氣源攜帶氨氣噴入爐內，在無催化劑作用下使煙氣中的NO_x與還原劑氨氣反應。每臺鍋爐4個旋風分離器進口分別縱向布置4支噴槍，共16支。一、二期共4臺鍋爐共用一個還原劑儲存區域。改造前NO_x排放濃度穩定在80～120mg/m3，整體脫硝效率高于50%。

2.煤質分析

煤質分析見表2-21，灰分數據見表2-22。

3.改造方案

為達到NO_x超低排放要求，考慮到現有機組設置了SNCR脫硝系統，通過改造、優化SNCR系統，同時增加SCR脫硝系統，達到NO_x排放濃度（標態）≤50mg/m3的目標，優化改造方案為：爐內燃燒優化+SNCR工藝優化+SNCR控制系統優化+SCR脫硝工藝，具體改造方法如下。

①爐內燃燒優化，降低燃燒中NO_x的生成量。通過運行調整，合理降低床溫；在保證燃燒效率的前提下，降低過量空氣系數；合理配比一、二次風，尤其是適當減少一次風的比例。

②SNCR控制系統優化，現有的控制系統是人工手動調節，調節反應較為滯后，因此會出現很大程度的過調，而且無法實現快速精準調節，由此對控制系統進行優化。

③原有SNCR脫硝系統改造，對鍋爐出口到旋風分離器入口、旋風分離器、旋風分離器出口到豎井煙道上半段進行流場及溫度場模擬，以模擬為依據，改造氨水噴射系統和氨水調節系統，每臺機組由原來的16套墻式噴射器（每臺旋風分離器4套）改造為20套雙流體霧化噴嘴（每臺旋風分離器5套），將氨水霧化后噴入旋風分離器入口煙道，同時新增了一套除鹽水系統，用來保證噴嘴前液相壓力。氨水儲存系統利舊，增加備用泵。

④新增一層SCR催化劑，根據尾部煙道截面結構，設置板式SCR催化劑，利用原SNCR的逃逸氨為還原劑，保證煙氣通過催化劑后NO_x排放和氨逃逸率均達標。在SCR脫硝催化劑前增加補噴氨系統，補氨方式采用與SNCR階段一致的噴槍形式，煙道左右兩側各布置5支噴槍，作為應急措施，正常情況下停用。同時新增了與SCR催化劑層相應的聲波吹灰系統。

⑤省煤器分段布置，保證SCR催化劑的反應溫度窗口，提供SCR催化劑的安裝空間。具體方法是割掉一級省煤器第四段一個回程，補充3個回程省煤器盤管，集箱下移1667mm（見圖2-67）。

4.運行效果

SNCR與SCR聯合脫硝技術成功應用后，在168h試運過程中，機組NO_x排放濃度（標態）平均為33.55mg/m3。隨后機組性能測試顯示機組270MW時，NO_x排放濃度（標態）為24mg/m3，聯合脫硝效率為82.25%；負荷240MW時，NO_x排放濃度（標態）為25mg/m3，聯合脫硝效率為80.02%。

該技術隨后應用于某350MW機組W型火焰煤粉爐上也有較好的效果。在330MW穩定工況下，未投運SNCR時，SCR入口NO_x濃度（標態）為788mg/m3，投入SNCR后，SCR入口NO_x濃度為（標態）237mg/m3，出口為26mg/m3，達到超低排放標準。且整體脫硝效率高達96.7%，氨逃逸率小于2.5mg/m3。

隨著環保要求逐漸提高，SNCR/SCR技術在中小型燃煤電站鍋爐及超低排放的大型電站中應用會越來越多，某發電廠410t/h鍋爐脫硝改造即采用SNCR/SCR聯合脫硝技術，改造后實現出口NO_x濃度（標態）低于50mg/m3，氨逃逸低于3×10-6。