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　　摘要：江苏徐塘发电有限责任公司计划对电厂#7号机组的烟气脱硝系统进行进一步提效改造，在满足《火电厂烟气排放标准》（GB13223-2011）中规定的排放限值的基础上，达到以天然气为燃料的燃气轮机组的排放标准，即NOx排放浓度不大于50mg/Nm?。该项目的改造技术方案对火电行业具有示范作用。

　　关键词：火电；氮氧化物；超低排放

　　引言

　　根据国家发改委“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》的通知”，东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，稳步推进东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的30万千瓦以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造，2014年启动800万千瓦机组改造示范项目，2020年前力争完成改造机组容量1.5亿千瓦以上。

　　江苏省《省政府办公厅关于转发省发展改革委省环保厅江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）的通知》要求，到2018年年底，江苏全省10万千瓦及以上燃煤机组大气污染物排放浓度基本达到燃机排放标准（即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米）。《江苏省物价局关于明确燃煤发电机组超低排放环保电价的通知》（苏价工[2014]356号）明确指出，超低排放机组是指新建或改造后燃煤发电机组的排放达到燃气发电的超低排放标准（烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5、35、50毫克/立方米）并经省环保厅整体验收合格的机组。

　　为落实国家、省相关通知要求，江苏徐塘发电有限责任公司于2015年9月20日至12月20日对7号机组开展烟气污染物超低排放改造，2015年12月18日完工，2015年12月31日完成环保竣工验收。本研究分析了该公司氮氧化物超低排放改造工程，项目脱硝技术方案对火电行业具有参考示范作用。

　　1项目基本情况

　　江苏徐塘发电有限责任公司位于江苏省邳州市，公司现有320MW机组2台（简称#4～5机组）、330MW机组2台（简称#6～7机组），其中#7机组于2005年底投产，于2011年、2013年进行燃烧器和脱硝改造，改造后燃烧设计煤种炉膛出口NOx排放浓度不大于300mg/Nm3，脱硝采用选择性催化还原法（SCR）工艺，还原剂采用液氨，SCR装置设计参数为：脱硝入口NOx排放值不高于400mg/Nm3，脱硝效率不低于80%。根据最新的性能测试报告，#7机组平均负荷302MW脱硝入口NOx排放平均值328.2mg/Nm3（干基、6%含氧），脱硝出口排放浓度48mg/Nm?，脱硝效率85.39%。平均负荷为259MW，#7机组脱硝系统进口氮氧化物质量浓度352.2mg/m3（标态、干基、6%O2），出口氮氧化物质量浓度43.3mg/m3（标态、干基、6%O2），脱硝效率平均值为87.68%。

　　2改造技术原则

　　电厂烟气脱硝改造方案从现有装置实际运行情况出发，遵循“改造技术成熟、可靠、先进；改造措施经济、合理、有效；改造后设备运行稳定、安全；整机使用寿命周期长，达到燃机排放标准”的原则，针对存在的实际问题提出建设性的改造措施，做到“范围明确、重点突出、便于实施、缩短工期”。

　　3改造技术方案

　　3.1原有锅炉低氮燃烧系统和SCR脱硝系统简介

　　燃烧器为四角布置，切向燃烧，直流摆动式燃烧器，采用切圆布置方式，锅炉1号、4号角燃烧器中心线与前墙水冷壁分别形成37°和45°角。每角燃烧器风箱分成十四层，其中A、B、C、D、E五层为一次风喷嘴，其余九层二次风喷嘴。燃烧器喷口采用一、二次风间隔布置形式，从上至下的布置顺序为OFA、EE、E、DE、D、CD、C、BC、B、AB、A、AA。一次风喷口布置有周界风，B层燃烧器2009年被改造为小油枪燃烧器。6层二次风喷口，分别为EE、DE、CD、BC、AB、AA，其中有AB、BC、DE三层二次风中布置有油枪点火装置。燃烧器EE层二次风喷口上部布置有一层紧凑式燃尽风（OFA），OFA喷口上部约2米布置两层SOFA喷口，以减少燃烧器区域过量空气系数，降低炉内NOx成分。一次风燃烧器采用WR垂直浓淡燃烧器，风箱被分割成14层风室，各风室之间分别向对应的周界风、二次风和OFA喷口单独供风，各层风室的风量分配通过各风室入口的风门挡板的开度来实现，各风门挡板开度由其对应的电动执行器调节。燃烧器喷口的摆动由摆动机构和其相对应的执行器来执行，各层煤粉喷口均可上下摆动20°，二次风喷嘴摆动均可上下摆动30°。

　　因NOx排放过高，电厂于2013年对#7机组实施了低NOx燃烧系统的改造。采用的主要改造方案如下：

　　采用分级送入的高位分离燃尽风系统，燃尽风喷口能够垂直和水平方向双向摆动，有效控制汽温及其偏差；采用先进的水平浓淡风煤粉燃烧技术，并采用喷口强化燃烧措施，有效降低NOx排放，强化劣质煤的燃烧稳定性，保证高效燃烧，并拓宽燃料适应性；高浓缩比、低阻力新一代煤粉浓缩技术，确保煤粉及时着火，NOx大幅度减排，燃料适应性变宽；采用延迟混合型一、二次风以及带侧二次风的周界风喷口设计，确保NOx大幅度减排；对二次风系统的风箱护板、风门等进行检修及修复，保证其密封性。根据低氮燃烧器改造工程技术协议，在燃烧设计煤种时，对于脱硝装置入口烟气的NOx排放浓度保证值为不大于350mg/Nm?。原有烟气脱硝系统由上海电气公司以EPC总承包的方式建设。采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，还原剂采用液氨，催化剂为板式；SCR烟气脱硝系统采用高灰段布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，每台炉配置两个SCR反应器，脱硝系统不设烟气旁路和省煤器高温旁路系统；脱硝系统包括SCR脱硝装置、烟气系统、液氨存储及蒸发系统、氨稀释及喷射系统等。脱硝装置处理100%烟气量，催化剂安装两层，预留一层安装位置，在锅炉正常负荷范围内烟气脱硝效率均不低于80%，SCR出口NOx含量不高于100mg/Nm3。

　　3.2NOX排放目标值

　　改造实施后，SCR系统出口NOX的排放浓度降低到50mg/Nm3以下，达到或低于《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2001）燃气轮机组的NOX排放指标，实现清洁排放。

　　3.3脱硝系统改造方案

　　结合原脱硝系统EPC总承包商的计算结果，综合考虑初装两层催化剂的衰减速率、现有脱硝性能、新旧催化剂的相容性，并结合电厂实际运行过程中的相关情况和技术参数，确定本次改造方案。在原备用层增加新加装催化剂+原催化剂，满足NOx排放值在50mg/Nm?、脱硝效率>87.5%、氨逃逸率<3ppm；化学寿命>24000h的性能保证要求加装一层催化剂后，脱硝效率≥87.5%，脱硝装置入口烟气NOx浓度按350mg/Nm?，出口浓度≤50mg/Nm?。

　　3.4脱硝改造费用

　　经核算，预留层加装满足脱硝效率的催化剂层，SCR反应装置在结构和空间上均不影响原有设计且可实现预期脱硫效率，现有氨区还原剂系统的出力均可满足运行要求，只需在改造实施加装催化剂的同时安装预留层的吹灰器及少量电缆、管线等辅材，总体改造费用约700万元/炉。

　　4环境效益和社会效益

　　4.1环境效益

　　改造后，NOx排放浓度大幅下降，约为：10～30mg/Nm?，显著改善区域环境大气质量。

　　4.2社会效益

　　改善大气环境质量和当地的居住和旅游环境，有利于加强企业同周边群众的关系，为企业创造一个安定、团结的良好工作氛围，为企业在激烈的市场竞争中提高知名度，为提高竞争能力奠定良好基础，增加大唐集团的美誉度和影响力，为企业和大唐集团的可持续发展创造良好的条件，其社会经济效益是十分明显的。

　　参考文献：

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　　[4]GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准[S].

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