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摘 要：在“十三五”国家环保政策越来越严格的情况下，进行超净改造是大势所趋。丰城电厂积极的进行脱硝超净改造，并进行了可行性研究，现将改造思路分享如下。
关键词：超净改造；脱硝；电厂
一、背景介绍
随着国家对节能减排工作的不断深入，环保标准已不断提高，排放监督已愈发严格。根据GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》，本项目机组NOx排放浓度应执行200 mg/Nm3（标态，干基，6%氧）的排放标准。丰城某电厂地处中部地区，计划于 2017年前基本完成超低排放改造，即烟尘、SO2、NOX排放浓度分别要求小于10、35、50mg/Nm3，丰城电厂NOx排放浓度须执行50 mg/Nm3（标态，干基，6%氧）的排放标准。
目前丰城电厂#1、#2机组硝装置运行平均NOX出口浓度分别为145 mg/Nm3和143 mg/Nm3。出口浓度基本在50～200mg/Nm3间，其中超过200mg/Nm3不到3%，现有的脱硝装置不能满足新的排放标准的要求，所以须对现有脱硝系统进行超低排放改造。
二、脱硝装置改造方案
目前电厂采用的是低氮燃烧+SCR脱硝工艺，根据2014年1月至2015年6月的脱硝运行数据统计，脱硝入口NOX浓度基本在200～400mg/Nm3范围之间，平均#1、#2机组平均NOX浓度约300mg/Nm3，进一步低氮燃烧改造空间不大，本次改造技术路线仅SCR脱硝改造考虑，其余系统尽可能利用现有系统，不作大的调整。SCR脱硝原设计效率为50%，执行氮氧化物的排放限值为200mg/Nm3，根据最新要求2020年达到排放限值为50 mg/Nm3，本次脱硝改造设计效率为87.5%。
（一）SCR反应器区改造
原SCR脱硝装置每台炉設置2台反应器，催化剂层采用“2+1”布置，反应器设置在省煤器与空预器之间的高含尘段，反应器入口设气流均布装置。脱硝入口烟道设氨喷射装置，每台SCR反应器设置5台涡流混合器。由氨气-空气混合器来的混合气体喷入位于烟道内的涡流混合器处，并设手动调节阀，在系统投运时可根据烟道进出口检测出的NOx浓度来调节氨的分配量。每台炉设有一台尿素水解反应器，布置于脱硝反应器钢架上。
本次改造总体沿用现有布置方式，不作大的调整。
1）催化剂。#1、#2炉脱硝装置分别于2013年12月、2014年6月投运，初装两层催化剂高度585mm（体积189.54m3），目前出口NOX浓度大部分时间可以控制在200mg/m3左右，难以达到超低排放要求，必须进行改造。通过加装一层975mm的催化剂（单台炉体积168m3），第二次更换催化剂需在原催化剂达到化学寿命后即进行，更换高度也为975mm，以后每3年更换催化剂高度均为975mm。
2）吹灰系统。本工程SCR反應器采用“蒸汽吹灰+声波吹灰”联合吹灰模式，每台反应器安装一套耙式蒸汽吹灰和一套声波吹灰系统。
每层设置4只蒸汽吹灰器，布置于反应器侧墙上。每台炉共24只。
每层催化剂层设3个声波吹灰器，共2层，每台反应器共设9只声波吹灰器（含备用层），每台炉共18只声波吹灰器，布置于反应器后墙上。
目前2号机组脱硝装置阻力达到了1200Pa，存在轻微堵塞现象。电厂因担心蒸汽吹灰器损坏催化剂，投运后从未运行。
为确保超低排放改造后吹灰系统长久安全可靠运行，本次改造每层新增1台声波吹灰器，取消蒸汽吹灰器。因本次改造催化剂高度发生了变化，为保证吹灰效果，需相应调整声波吹灰高度位置。
3）尿素水解系统。#1、2机组尿素水解反应器出力为93 kg/h，改造设计条件下，单台水解反应器出口的氨产量需要达到165 kg/h，出力不能满足锅炉BMCR负荷下出口NOx浓度小于50mg/Nm3设计，需进行增容改造。根据电厂实际情况，保留现有2 台水解反应器，用于其中一台炉的制氨，新增1台大容量水解反应器（制氨出力为180kg/h），单独用于一台炉的制氨。
4）氨稀释喷射系统。原设计计量模块能力为单台正常流量为46.5 kg/h，调节范围：10%～110%，本次改造后需要流量为132.5kg/h，本次改造每台炉更换2台计量模块，设计出力为132.5 kg/h，调节范围：10%～120%。
按照超低排放的标准计算，改造后氨耗量为165kg/h，按照将气氨稀释后体积浓度不超过5%进行计算，所需稀释风流量为4355m3/h，本次改造设计稀释风量为4355Nm3/h，原设计已不能满足要求，本次改造整体更换原稀释风管道和阀门，更换氨空气混合器。考虑原稀释风采用热一次风，易造成稀释风管堵塞，本次改造改用冷一次风，在反应器下部设冷风加热管道，一次风经热烟气加热后，作为稀释风。
5）流场及涡流混合器。涡流混合器应根据流场优化和喷氨优化调整进行相应更换、改造。
（二）还原剂存储及制备
#1、#2机组脱硝装置还原剂采用尿素，原尿素溶液制备和存储均能满足改造后的要求，无需改造。
（三）实现全负荷脱硝
#1、#2机组脱硝设计最低连续运行烟温305℃，最高连续运行烟温400℃，当反应温度低于305℃时，在催化剂表面会发生副反应，NH3与SO3和H2O反应生成（NH4）2SO4或NH4HSO4减少与NOx的反应，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂的通道和微孔，降低催化剂的活性。
因此，当脱硝入口烟温低于305℃时，SCR停运，根据现有的统计结果，低于最低喷氨温度的时间占比约4%，即脱硝投运率约96%，不能满足98%要求，要解决上述问题，目前较为成熟的技术是提高低负荷时省煤器出口烟温。主要技术方案有：
1）省煤器入口加装旁路烟道；
2）省煤器水侧旁路系统；
3）省煤器入口热水再循环；
4）拆分省煤器。
根据测试结果来看，在最低稳燃负荷下，SCR最低入口烟温不小于300℃，正常不小于305℃，机组可以满足全负荷脱硝，因此建议暂不改造，加强运行管理和调整。
三、结语
在“十三五”国家环保政策越来越严格的情况下，进行超净改造是大势所趋。在京津冀，火电厂已经基本完成了超净改造。在大面积雾霾经常发生的情况下，全国范围内火电厂实现超净改造将有效的改善环境空气质量，造福子孙后代。
参考文献：
[1] 翟德双.燃煤电厂锅炉超净排放技术改造探讨[J].华东电力，2014（10）.
[2] 赵永椿，等.燃煤电厂污染物超净排放的发展及现状[J].煤炭学报，2015（11）.
关键词：超净改造；脱硝；电厂
一、背景介绍
随着国家对节能减排工作的不断深入，环保标准已不断提高，排放监督已愈发严格。根据GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》，本项目机组NOx排放浓度应执行200 mg/Nm3（标态，干基，6%氧）的排放标准。丰城某电厂地处中部地区，计划于 2017年前基本完成超低排放改造，即烟尘、SO2、NOX排放浓度分别要求小于10、35、50mg/Nm3，丰城电厂NOx排放浓度须执行50 mg/Nm3（标态，干基，6%氧）的排放标准。
目前丰城电厂#1、#2机组硝装置运行平均NOX出口浓度分别为145 mg/Nm3和143 mg/Nm3。出口浓度基本在50～200mg/Nm3间，其中超过200mg/Nm3不到3%，现有的脱硝装置不能满足新的排放标准的要求，所以须对现有脱硝系统进行超低排放改造。
二、脱硝装置改造方案
目前电厂采用的是低氮燃烧+SCR脱硝工艺，根据2014年1月至2015年6月的脱硝运行数据统计，脱硝入口NOX浓度基本在200～400mg/Nm3范围之间，平均#1、#2机组平均NOX浓度约300mg/Nm3，进一步低氮燃烧改造空间不大，本次改造技术路线仅SCR脱硝改造考虑，其余系统尽可能利用现有系统，不作大的调整。SCR脱硝原设计效率为50%，执行氮氧化物的排放限值为200mg/Nm3，根据最新要求2020年达到排放限值为50 mg/Nm3，本次脱硝改造设计效率为87.5%。
（一）SCR反应器区改造
原SCR脱硝装置每台炉設置2台反应器，催化剂层采用“2+1”布置，反应器设置在省煤器与空预器之间的高含尘段，反应器入口设气流均布装置。脱硝入口烟道设氨喷射装置，每台SCR反应器设置5台涡流混合器。由氨气-空气混合器来的混合气体喷入位于烟道内的涡流混合器处，并设手动调节阀，在系统投运时可根据烟道进出口检测出的NOx浓度来调节氨的分配量。每台炉设有一台尿素水解反应器，布置于脱硝反应器钢架上。
本次改造总体沿用现有布置方式，不作大的调整。
1）催化剂。#1、#2炉脱硝装置分别于2013年12月、2014年6月投运，初装两层催化剂高度585mm（体积189.54m3），目前出口NOX浓度大部分时间可以控制在200mg/m3左右，难以达到超低排放要求，必须进行改造。通过加装一层975mm的催化剂（单台炉体积168m3），第二次更换催化剂需在原催化剂达到化学寿命后即进行，更换高度也为975mm，以后每3年更换催化剂高度均为975mm。
2）吹灰系统。本工程SCR反應器采用“蒸汽吹灰+声波吹灰”联合吹灰模式，每台反应器安装一套耙式蒸汽吹灰和一套声波吹灰系统。
每层设置4只蒸汽吹灰器，布置于反应器侧墙上。每台炉共24只。
每层催化剂层设3个声波吹灰器，共2层，每台反应器共设9只声波吹灰器（含备用层），每台炉共18只声波吹灰器，布置于反应器后墙上。
目前2号机组脱硝装置阻力达到了1200Pa，存在轻微堵塞现象。电厂因担心蒸汽吹灰器损坏催化剂，投运后从未运行。
为确保超低排放改造后吹灰系统长久安全可靠运行，本次改造每层新增1台声波吹灰器，取消蒸汽吹灰器。因本次改造催化剂高度发生了变化，为保证吹灰效果，需相应调整声波吹灰高度位置。
3）尿素水解系统。#1、2机组尿素水解反应器出力为93 kg/h，改造设计条件下，单台水解反应器出口的氨产量需要达到165 kg/h，出力不能满足锅炉BMCR负荷下出口NOx浓度小于50mg/Nm3设计，需进行增容改造。根据电厂实际情况，保留现有2 台水解反应器，用于其中一台炉的制氨，新增1台大容量水解反应器（制氨出力为180kg/h），单独用于一台炉的制氨。
4）氨稀释喷射系统。原设计计量模块能力为单台正常流量为46.5 kg/h，调节范围：10%～110%，本次改造后需要流量为132.5kg/h，本次改造每台炉更换2台计量模块，设计出力为132.5 kg/h，调节范围：10%～120%。
按照超低排放的标准计算，改造后氨耗量为165kg/h，按照将气氨稀释后体积浓度不超过5%进行计算，所需稀释风流量为4355m3/h，本次改造设计稀释风量为4355Nm3/h，原设计已不能满足要求，本次改造整体更换原稀释风管道和阀门，更换氨空气混合器。考虑原稀释风采用热一次风，易造成稀释风管堵塞，本次改造改用冷一次风，在反应器下部设冷风加热管道，一次风经热烟气加热后，作为稀释风。
5）流场及涡流混合器。涡流混合器应根据流场优化和喷氨优化调整进行相应更换、改造。
（二）还原剂存储及制备
#1、#2机组脱硝装置还原剂采用尿素，原尿素溶液制备和存储均能满足改造后的要求，无需改造。
（三）实现全负荷脱硝
#1、#2机组脱硝设计最低连续运行烟温305℃，最高连续运行烟温400℃，当反应温度低于305℃时，在催化剂表面会发生副反应，NH3与SO3和H2O反应生成（NH4）2SO4或NH4HSO4减少与NOx的反应，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂的通道和微孔，降低催化剂的活性。
因此，当脱硝入口烟温低于305℃时，SCR停运，根据现有的统计结果，低于最低喷氨温度的时间占比约4%，即脱硝投运率约96%，不能满足98%要求，要解决上述问题，目前较为成熟的技术是提高低负荷时省煤器出口烟温。主要技术方案有：
1）省煤器入口加装旁路烟道；
2）省煤器水侧旁路系统；
3）省煤器入口热水再循环；
4）拆分省煤器。
根据测试结果来看，在最低稳燃负荷下，SCR最低入口烟温不小于300℃，正常不小于305℃，机组可以满足全负荷脱硝，因此建议暂不改造，加强运行管理和调整。
三、结语
在“十三五”国家环保政策越来越严格的情况下，进行超净改造是大势所趋。在京津冀，火电厂已经基本完成了超净改造。在大面积雾霾经常发生的情况下，全国范围内火电厂实现超净改造将有效的改善环境空气质量，造福子孙后代。
参考文献：
[1] 翟德双.燃煤电厂锅炉超净排放技术改造探讨[J].华东电力，2014（10）.
[2] 赵永椿，等.燃煤电厂污染物超净排放的发展及现状[J].煤炭学报，2015（11）.