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1 引言
某电厂#1、#2锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司制造，锅炉型式为亚临界参数自然循环，前后墙对冲燃烧方式，一次中间再热，平衡通风，固态排渣，露天布置，全钢构架，全悬吊结构，“Π”型汽包锅炉。
为贯彻落实第114次国务院常务会议精神，国家发改委、国家环保部和国家能源局联合下发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知（环发〔2015〕164号）要求，电厂拟对烟气系统进行超低排放改造。
本文以某电厂600MW机组脱硝系统提效改造为例，提出了高NOx浓度大型锅炉脱硝系统提效改造分案，分析对比了各种方案的优缺点。
2 脱硝系统现状
为满足机组超低排放要求，电厂已对#1、#2机组低氮燃烧器进行升级改造，通过燃烧器改造#1～#2机组SCR入口NOx浓度能控制在650mg/Nm3以内。
电厂#1、#2机组脱硝系统选择性催化还原法脱硝工艺，脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）工艺烟气脱硝系统，采用2+1层模式，设计效率为82%，SCR反应器布置在省煤器与空预器之间的高含尘区域。
3 方案介绍
#1、#2机组已进行低氮燃烧改造，改造后炉膛出口实际NOx浓度不大于650mg/Nm3时,超低排放标准要求不大于50mg/Nm3，既锅炉烟气脱硝总效率需达到92.31%，现有的SCR脱硝装置催化剂的装填方式难以满足最后排放要求。对于电厂需要达到最后排放要求，本文提出了如下两个方案：
方案一：对原有反应器进行改造，将原有反应器由3层催化剂层改为4层催化剂，新增2层催化剂，采用2层原有催化剂+新增2层催化剂方案（即“4+0”层方案），要求“4+0”方案脱硝效率不低于92.31%，满足最后排放要求。
方案二：对原有反应器不做改造，新增一层催化剂，采用2层原有催化剂+新增1层催化剂方案（即“3+0”层方案），新增一套SNCR的脱硝工艺，要求“3+0”方案脱硝效率不低于90%，新增一套SNCR的脱硝工艺，脱硝效率不低于25%，总的脱硝效率不低于92.31%，满足最终排放要求。
4 方案比较
1）方案一：本方案采用对SCR反应器进行加层改造（加装1层），新增两层催化剂（4+0）。增加一层催化剂层，脱硝反应器、烟道高度、钢结构高度均需要增加约3m，另外还要增加声波吹灰器24套、蒸汽耙式吹灰器16套及增加相应的电、控设备和管道、阀门等。增加3m高度后，反应器、烟道、钢结构量将相应增加钢材180t/炉，另外增加相应的保温材料、声波吹灰器24套、吹灰器6台及附属设备等，增加投资超过300万元/炉。该方案增加了反应器的荷载，需要核算原反应器支撑结构和土建基础的安全性。
该方案需要停机进行反应器的加装改造，改造难度较大，停机时间约需20天。该方案需对原还原剂供应系统的出力进行核算，对于不满足出力的设备进行改造或更换，改造工程量较大。该方案改造难度较大，施工工期较长，改造后系统运行稳定可靠。
2）方案二：新增一层催化剂，采用2层原有催化剂+新增1层催化剂方案（即“3+0”层方案），反应器不需要做改造。新增一套SNCR装置，SNCR需新增一套氨水制备供应系统和氨水喷射系统。氨水制备利用原SCR脱硝系统液氨区，还原剂可采用现有的液氨制氨水，需增设氨水制备供应系统及日用氨水储存罐。
由于SNCR加装简单，不增加场地安全距离，加装难度不大，锅炉需停机约7天进行SNCR喷枪管的改造，氨水制备供应系统可不停炉进行改造，约需20天。
3）技术经济性比较
两种种方案技术、经济性进行比较分析如下：
4）方案比选小结
（1）方案一改造难度较大、改造费用较高、改造工期较长、负荷适应性较好，前期运行可靠，但后期存在排放超标的风险。
（2）方案二改造难度较小、改造费用较低、改造工期短、负荷适应性较差，该方案运行可靠性较差，高温喷射对锅炉受热面的安全有一定的影响，同时也会影响锅炉效率。
（3）从运行的经济性比较，方案一改造增加的运行成本较低，方案二由于影响锅炉效率其增加的运行成本较高。
（4）就SCR脱硝系统来说，理论上来说4层催化剂能达到93%甚至更高的脱硝效率，国内也有投运或在建的项目，如京能十堰热电厂350MW机组，脱硝效率92.9%；河南华润首阳山2×600MW机组安装3层催化剂的脱销效率运行值达到95%以上，山东聊城电厂2×600MW机组安装3层催化剂的脱销效率为93%左右。因此，就技术层面而言，在确保SCR烟气脱硝装置烟气流动充分均匀的条件下，本工程4层催化剂完全可满足脱硝要求。但由于催化剂的特点及运行条件较差，该系统在运行后期，存在积灰、催化剂中毒等引起的催化剂老化导致效率降低，存在后期难以满足排放要求的风险。
（5）对于SNCR脱硝系统而言，虽然25%的脱硝效率对于SNCR脱硝系统来说并不算高，且在此效率下投运的SNCR脱硝系统国内也有很多业绩，但基本都是运行在300MW以下的机组上。该方案要求对锅炉的流场准确把握，合理确定还原剂喷射位置，以保证还原剂与烟气充分均匀的混合，考虑到本项目机组容量较大，喷入的还原剂难以和生成的氮氧化物在炉膛里完全均匀混合，使得脱硝效率难以保证，仍具有一定的风险。
5）结论及建议
由上文可知，理论上来说方案一和方案二都是可行的，但均存在一定的技术风险，由于烟气超低排放要求严苛，为进一步提高脱硝装置的可靠性，本报告综合考虑两种方案的优缺点提出方案三：按方案一对SCR脱硝装置进行“4+0”改造，要求SCR脱硝效率不低于92.31%，并同步新增一套SNCR脱硝装置，要求SNCR脱硝效率不小于25%。此方案为方案一、二的折中技术方案，根据国内相同新建机组及类似超净排放工程的经验，并经过咨询国内多家知名脱硝装置设备厂家，认为该方案技术风险最小，并且该技术方案可以采用灵活运行的方式，当SCR脱硝装置能满足排放要求时，停运SNCR脱硝装置，当SCR脱硝装置无法满足排放时，投入SNCR脱硝装置进一步提高脱硝效率，满足最终的排放要求。
论文作者:杨再清1, 谢毅2
论文发表刊物:《电力设备》2017年第17期
论文发表时间:2017/10/19
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