大型燃煤鍋炉脱硝改造后的运行分析及处理措施.doc

大型燃煤锅炉脱硝改造后的运行分析及处理措施 大唐贵州某发电公司发电部 杜庆军 摘要：本文就某火电厂600MW亚临界控制循环汽包炉脱硝改造后的运行情况和存在的问题进行了分析，并针对存在的问题提出了处理措施，对于国内同类型机组脱硝改造后的运行调整，具有一定的指导意义。 关键词：600MW 亚临界 脱硝 空预器 堵塞 措施 1、引言 我国一次能源结构中约70~80%由煤炭提供，每燃烧一吨煤炭，约产生5~30kg氮氧化物。据中国环保产业协会组织的《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》的统计显示，2007年火电厂排放的NOx总量已增至840万吨，约占全国NOx排放总量的35~40%。在普遍安装高效率脱硫装置后，电站锅炉排放的NOx已成为主要的大气污染固定排放源之一。 为了贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》，改善大气环境质量，保护生态环境，建设可持续发展经济，实现十一五规划目标，对于氮氧化物排放巨大的火电行业，采取节能减排措施进行污染治理已是迫在眉睫。某发电有限公司特设立专题，就4×600MW机组的脱硝改造工程进行可行性研究。通过现场踏勘、摸底测试，基于锅炉目前的氮氧化物排放情况，提出了采用LNB+SCR工艺的脱硝改造技术路线，并于2012年10月开始对2号锅炉进行了改造实施，12月完成投入运行。 通过摸底测试，满负荷条件下锅炉的NOx排放浓度约为660~790mg/m3（标态，6%O2，5%NO2）；采取LNB+SCR（整体脱硝效率89%）脱硝技术路线，可有效将锅炉NOx排放浓度控制到100mg/m3以下运行济性较高。脱硝改造后，预计每年可最大减少NOx排放总量约37349吨，减少排污费约2353万元，环保效益显著。 2、改造后的运行分析 2.1低氮燃烧技术的改造，有效降低了原烟NOx排放浓度 燃煤锅炉生成的NOx主要由NO、NO2及微量N2O组成，其中NO含量超过90%，NO2约占5~10%，N2O只有1%左右。某公司在100%负荷工况附近，锅炉的NOx排放浓度约660~790mg/m3，50%负荷附近工况下，锅炉NOx排放浓度约680 mg/m3左右，见下表： 表1 低氮燃烧器改造前锅炉Nox排放情况表 试验工况 单位 满负荷习惯运行方式 满负荷习惯运行方式 OFA开度最大运行方式 满负荷低氧运行方式 低负荷习惯运行方式 锅炉负荷 MW 581 574 574 578 391 空预器A侧入口O2 % 2.52 2.74 2.91 2.06 2.12 空预器A侧入口NOx mg/m3 696 763 653 797 682 空预器B侧入口O2 % 3.80 3.32 2.87 2.00 2.83 空预器B侧入口NOx mg/m3 785 806 675 757 692 NOx均值 mg/m3 741 784 664 777 687 由NOx的形成条件可知，对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过剩空气量。因此，低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放的目的。而某公司的燃烧系统虽配有顶二次风，但其主要作用为稳定燃烧、提高燃烧效率并调节汽温，因而降NOx作用非常有限，且实际运行中在满负荷工况下几乎没有多少调节裕量。并且某公司煤质属于高灰分烟煤（Aar约37~38%，Var约23~25%），燃尽效果较好，为此，某公司应用了必威体育精装版的低氮燃烧器技术，并通过合理分级配风，应能取得既有效降低NOx又将飞灰含碳控制到一个较低的水平（持平或比原值略高）的效果，采用LNB（低氮燃烧改造）+SCR工艺相结合的方式进行烟气脱硝改造。通过低氮燃烧器的改造，使某公司的原烟NOx排放浓度降低至400mg/m3左右，再经过SCR装置， 就NOx可进一步降低至100 mg/m3以内。 表2 低氮燃烧器改造后锅炉NOx排放情况表 项目 单位 T-01 T-02 电负荷 MW 500 600 脱硝进口氧量O2 % 2.9 2.3 脱硝进口一氧化氮NO μL/L 214 225 锅炉NOX排放浓度 mg/m3 383 389 2.2 SCR工艺烟气还原 某公司在此次脱硝改造中，采用了选择性催化还原法是利用氨（NH3）对NOx的还原功能，使用氨气(NH3)作为还原剂，将体积浓度为5％的氨气通过氨注入装置(AIG)喷入温度为315℃－420℃的烟气中，在催化剂作用下，氨气(NH3)将烟气中的NO和NO2还原成无公害的氮气(N2)和水(H2O)，“选择性”的意思是指氨有选择的进行还原反应，在这里只选择NOx还原。其化学反应式如下： 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O 2NO2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O 6NO2 + 8NH3 → 7N