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摘要：华能伊敏电厂3号、4号机组安装两台600MW亚临界参数锅炉，分别于2007年6月和12月投入运行。脱硝系统采用SCR工艺，实际SCR脱硝装置出口NOx排放浓度为50～90mg/m3。根据国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的“环发[2015]164号关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知”，考虑电价补贴和电量节能减排调度要求，华能伊敏电厂3号、4号机组有必要进行烟气超低排放改造。本次改造拟按照NOx排放浓度小于50mg/m3开展。
关键词：华能伊敏电厂;烟气超低排放中图分类号：TU 文献标识码：A 文章编号：（2020）-03-345
华能伊敏电厂是一座大型煤电一体化坑口电厂，规划容量7000MW，目前以建设三期工程，总装机容量3400MW。电厂一期2×500MW俄罗斯进口超临界（1、2号机组）与1998年11月和1999年9月投产发电，2000年8月完成竣工环境保护验收;二期扩建2×600MW国产亚临界机组（3、4号机组）与2007年6月和12月投入运行，2008年10月完成竣工环境保护验收;三期扩建2×600MW国产超临界（3、4号机组）机组与2010年12月和2011年1月投入运行。由于一、二期机组建设时，污染物排放浓度满足当时国家大气污染物排放标准，因此一、二期工程没有同步建设脱硫、脱硝设施。但随着国家环保标准的更新，伊敏电厂二期的污染物排放不能满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）规定要求。为使烟气达标排放且进一步改善周边地区空气环境质量，伊敏电厂按国家环保要求于2012年7月1日起对二期机组进行烟气脱硫、脱硝环保改造，脱硫采用石灰石—石膏湿法工艺，脱硝采用SCR脱硝工艺， SCR装置布置在锅炉省煤器和空预器之间，每台锅炉设两台SCR反应器，采用液氨作为还原剂。催化剂按2+1层布置，初装2层，备用层在最下层，每个反应器单层催化剂模块按5×17布置，蒸汽吹灰。
原设计烟气参数
锅炉设计燃用伊敏露天矿的褐煤，设计煤种及校核煤种均为高水分褐煤 。
结合锅炉原设计参数和脱硝摸底测试数据，确定的脱硝设计基准数据为：
A、烟气流量：SCR脱硝装置按锅炉BMCR工况设计，在此工况下，实际测试省煤器出口烟气流量为5517753 m3/h，按计算烟气成分折算的标、干、6%氧烟气量为2187282m3/h。
B、烟气温度和静压：按基础数据测试结果，分别为340℃和-960kPa。
C、烟气中灰浓度：按基础数据测试结果，为14～20g/ m3（标态，干基，6%O2）。
D、SCR入口NOx浓度：省煤器出口NOx浓度为400mg/ m3。
脱硝系统主要设备情况
氨/空气混合系统
稀釋风机及氨/空气混合系统按脱硝所需最大供氨量和氨体积比例小于5%为基准来设计，设两套氨/空气混合系统，分别用于氨与稀释空气的混合。为确保进入两个反应器的稀释风量平衡，按2×100%方式配置高压离心式鼓风机，一运一备。
稀释风机能适应锅炉50～100%BMCR负荷下的正常运行，并留有一定裕度：风量裕度不低于10%，风压裕度不低于20%。稀释风机压头为7000Pa，单台稀释风机流量为10752m3/h。
氨/喷射混合系统
每台脱硝反应器配一套完整的氨喷射及静态混合系统，使氨与空气混合物喷入烟道后与烟气充分混合，达到烟气中的NH3/NO均匀分布，同时还能够最大限度地适应锅炉负荷的变化。
喷氨格栅为机翼型，每个反应器入口垂直烟道布置了11组，每组机翼结构内部沿深度方向分成三组喷嘴，以在烟道截面上实现纵横的分区调节功能。机翼喷氨格栅的下游采用了鳍片式顺排导叶静态混合器，以有效的实现NOx与NH3的最佳湍流混合。
氨注入采用格栅式，其分布管上设有压缩空气管道，当注入格栅喷头发生堵塞时可进行吹扫，并对每一区域提供手动流量调节阀，并设置流量信号远传。
蒸汽吹灰系统
每层催化剂上部设置耙式蒸汽吹灰器，一个反应器的一层催化剂上部设3台，初装两层催化剂，每反应器安装6台蒸汽吹灰器，整个脱硝装置共安装12台。全部布置在反应器的外侧墙。
吹灰蒸汽汽源引自锅炉本体蒸汽吹灰管道，汽源参数为：1.5-1.8MPa，350℃。相应的疏水汇入锅炉疏水扩容器。
吹灰时，单只蒸汽吹灰器蒸汽耗量为8t/h，允许两个反应器同时进行吹灰。每次吹灰耗汽量约32t，每天吹扫频率视情况而定，约1～2次。
技术路线选择
综合分析，可用于华能伊敏电厂3、4号机组脱硝装置超低排放改造的技术路线有以下两种：
一、直接加装备用层催化剂。
二、再生初装两层催化剂，并加装备用层催化剂。
脱硝超低排放设计排放
虽然常规运行工况下SCR进口NOx浓度基本在300 mg/m3以内，但考虑安全裕量、煤质变动、运行方式变化等因素的影响，此次脱硝超低排放改造SCR进口烟气参数与原设计值一致，按脱硝效率不低于87.5%、出口NOX排放浓度不高于50mg/m3实施改造。
催化剂
催化剂活性基于新催化剂活性值38m/h，运行24000h后活性降至28m/h、再生催化剂活性可恢复至新催化剂活性的90%进行计算。
方案1：直接加装备用层催化剂，单台炉加装新催化剂254.7m3，催化剂规格与初装催化剂相同，备用层催化剂投运后，在SCR出口氨逃逸不超过3μL/L前提下，3、4号炉SCR装置可运行24000h。
方案2：再生初装的两层催化剂，并加装备用层催化剂127m3，新催化剂单体高度461mm，型式与初装催化剂相同。超低排放改造后，在SCR出口氨逃逸不超过3μL/L前提下，两台炉SCR装置可运行约24000h。 目前，催化剂再生价格约10000元/m3，新催化剂价格约15000元/m3，经计算，此次改造催化剂项目上的费用为：
方案1：单台炉改造约需382万元。
方案2：单台炉改造约需739万元。
由于初装催化剂仍然在化学寿命期内，催化剂活性良好，方案1可充分利用初装催化剂活性，而且费用少，方案2费用高，既要再生催化剂，又要购买新催化剂，需合理安排改造工期。基于改造经济性考虑，建议电厂选用方案1进行3、4号炉脱硝超低排放改造。
由于上述计算过程基于催化剂活性按照指数方式衰减，且再生后的催化剂活性衰减和新催化剂保持一致，实际过程中可能存在偏差，建议电厂在本次改造期间委托有资格的机构检测初装催化剂活性，每台反应器每层各取一个单体，各自串联后检测，单台炉做两组催化剂活性检测试验，检测后的数据作为备用层催化剂招标基础数据。
吹灰系统
为改善吹灰效果，经与电厂交流，本次改造脱硝装置将新增声波吹灰系统（气源为机组仪用压缩空气），实现蒸汽与声波联合吹灰，并将3号机组蒸汽吹灰汽源改造为锅炉再热蒸汽。当前3、4号机组SCR装置2层催化剂运行，实施脱硝超低排放改造后，脱硝装置3层催化剂运行，还需加装备用层吹灰器，每台炉需增加6台蒸汽吹灰器和30台声波吹灰器，蒸汽吹灰系统，利用备用I/O点进行组态调整，声波吹灰器布置在反应器后墙，每个反应器每层布置5台，纳入机组DCS控制，单台机组需新增30个I/O点。
液氨供应系统
本次改造，3、4号机组SCR装置按照入口烟气流量为5517753m3/h（实际工况），改造后，单台机组满负荷运行时液氨耗量约312kg/h，厂内一、二期4台机组公用一个氨站，能够满足3、4号机组超低排放改造后的供氨要求，无需扩容。
小結
为进一步实现烟气污染物超低排放的要求（入口按300 mg/m3设计，控制NOx排放不高于50mg/m3），通过对3、4号机组SCR脱硝装置的性能评估，针对NOx超低排放改造目标，本次脱硝超低排放改造工程在工艺技术路线上来说是可行的。
参考文献
（1）发改能源[2014]2093号：关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知;
（2）《关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》（环保部）;
（3）环发[2015]164号：关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知;
（4）《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）;
（5）《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》（DL/T5196-2004）;
作者简介：赵巍，职称：工程师 ，从事专业：环境工程专业
关键词：华能伊敏电厂;烟气超低排放中图分类号：TU 文献标识码：A 文章编号：（2020）-03-345
华能伊敏电厂是一座大型煤电一体化坑口电厂，规划容量7000MW，目前以建设三期工程，总装机容量3400MW。电厂一期2×500MW俄罗斯进口超临界（1、2号机组）与1998年11月和1999年9月投产发电，2000年8月完成竣工环境保护验收;二期扩建2×600MW国产亚临界机组（3、4号机组）与2007年6月和12月投入运行，2008年10月完成竣工环境保护验收;三期扩建2×600MW国产超临界（3、4号机组）机组与2010年12月和2011年1月投入运行。由于一、二期机组建设时，污染物排放浓度满足当时国家大气污染物排放标准，因此一、二期工程没有同步建设脱硫、脱硝设施。但随着国家环保标准的更新，伊敏电厂二期的污染物排放不能满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）规定要求。为使烟气达标排放且进一步改善周边地区空气环境质量，伊敏电厂按国家环保要求于2012年7月1日起对二期机组进行烟气脱硫、脱硝环保改造，脱硫采用石灰石—石膏湿法工艺，脱硝采用SCR脱硝工艺， SCR装置布置在锅炉省煤器和空预器之间，每台锅炉设两台SCR反应器，采用液氨作为还原剂。催化剂按2+1层布置，初装2层，备用层在最下层，每个反应器单层催化剂模块按5×17布置，蒸汽吹灰。
原设计烟气参数
锅炉设计燃用伊敏露天矿的褐煤，设计煤种及校核煤种均为高水分褐煤 。
结合锅炉原设计参数和脱硝摸底测试数据，确定的脱硝设计基准数据为：
A、烟气流量：SCR脱硝装置按锅炉BMCR工况设计，在此工况下，实际测试省煤器出口烟气流量为5517753 m3/h，按计算烟气成分折算的标、干、6%氧烟气量为2187282m3/h。
B、烟气温度和静压：按基础数据测试结果，分别为340℃和-960kPa。
C、烟气中灰浓度：按基础数据测试结果，为14～20g/ m3（标态，干基，6%O2）。
D、SCR入口NOx浓度：省煤器出口NOx浓度为400mg/ m3。
脱硝系统主要设备情况
氨/空气混合系统
稀釋风机及氨/空气混合系统按脱硝所需最大供氨量和氨体积比例小于5%为基准来设计，设两套氨/空气混合系统，分别用于氨与稀释空气的混合。为确保进入两个反应器的稀释风量平衡，按2×100%方式配置高压离心式鼓风机，一运一备。
稀释风机能适应锅炉50～100%BMCR负荷下的正常运行，并留有一定裕度：风量裕度不低于10%，风压裕度不低于20%。稀释风机压头为7000Pa，单台稀释风机流量为10752m3/h。
氨/喷射混合系统
每台脱硝反应器配一套完整的氨喷射及静态混合系统，使氨与空气混合物喷入烟道后与烟气充分混合，达到烟气中的NH3/NO均匀分布，同时还能够最大限度地适应锅炉负荷的变化。
喷氨格栅为机翼型，每个反应器入口垂直烟道布置了11组，每组机翼结构内部沿深度方向分成三组喷嘴，以在烟道截面上实现纵横的分区调节功能。机翼喷氨格栅的下游采用了鳍片式顺排导叶静态混合器，以有效的实现NOx与NH3的最佳湍流混合。
氨注入采用格栅式，其分布管上设有压缩空气管道，当注入格栅喷头发生堵塞时可进行吹扫，并对每一区域提供手动流量调节阀，并设置流量信号远传。
蒸汽吹灰系统
每层催化剂上部设置耙式蒸汽吹灰器，一个反应器的一层催化剂上部设3台，初装两层催化剂，每反应器安装6台蒸汽吹灰器，整个脱硝装置共安装12台。全部布置在反应器的外侧墙。
吹灰蒸汽汽源引自锅炉本体蒸汽吹灰管道，汽源参数为：1.5-1.8MPa，350℃。相应的疏水汇入锅炉疏水扩容器。
吹灰时，单只蒸汽吹灰器蒸汽耗量为8t/h，允许两个反应器同时进行吹灰。每次吹灰耗汽量约32t，每天吹扫频率视情况而定，约1～2次。
技术路线选择
综合分析，可用于华能伊敏电厂3、4号机组脱硝装置超低排放改造的技术路线有以下两种：
一、直接加装备用层催化剂。
二、再生初装两层催化剂，并加装备用层催化剂。
脱硝超低排放设计排放
虽然常规运行工况下SCR进口NOx浓度基本在300 mg/m3以内，但考虑安全裕量、煤质变动、运行方式变化等因素的影响，此次脱硝超低排放改造SCR进口烟气参数与原设计值一致，按脱硝效率不低于87.5%、出口NOX排放浓度不高于50mg/m3实施改造。
催化剂
催化剂活性基于新催化剂活性值38m/h，运行24000h后活性降至28m/h、再生催化剂活性可恢复至新催化剂活性的90%进行计算。
方案1：直接加装备用层催化剂，单台炉加装新催化剂254.7m3，催化剂规格与初装催化剂相同，备用层催化剂投运后，在SCR出口氨逃逸不超过3μL/L前提下，3、4号炉SCR装置可运行24000h。
方案2：再生初装的两层催化剂，并加装备用层催化剂127m3，新催化剂单体高度461mm，型式与初装催化剂相同。超低排放改造后，在SCR出口氨逃逸不超过3μL/L前提下，两台炉SCR装置可运行约24000h。 目前，催化剂再生价格约10000元/m3，新催化剂价格约15000元/m3，经计算，此次改造催化剂项目上的费用为：
方案1：单台炉改造约需382万元。
方案2：单台炉改造约需739万元。
由于初装催化剂仍然在化学寿命期内，催化剂活性良好，方案1可充分利用初装催化剂活性，而且费用少，方案2费用高，既要再生催化剂，又要购买新催化剂，需合理安排改造工期。基于改造经济性考虑，建议电厂选用方案1进行3、4号炉脱硝超低排放改造。
由于上述计算过程基于催化剂活性按照指数方式衰减，且再生后的催化剂活性衰减和新催化剂保持一致，实际过程中可能存在偏差，建议电厂在本次改造期间委托有资格的机构检测初装催化剂活性，每台反应器每层各取一个单体，各自串联后检测，单台炉做两组催化剂活性检测试验，检测后的数据作为备用层催化剂招标基础数据。
吹灰系统
为改善吹灰效果，经与电厂交流，本次改造脱硝装置将新增声波吹灰系统（气源为机组仪用压缩空气），实现蒸汽与声波联合吹灰，并将3号机组蒸汽吹灰汽源改造为锅炉再热蒸汽。当前3、4号机组SCR装置2层催化剂运行，实施脱硝超低排放改造后，脱硝装置3层催化剂运行，还需加装备用层吹灰器，每台炉需增加6台蒸汽吹灰器和30台声波吹灰器，蒸汽吹灰系统，利用备用I/O点进行组态调整，声波吹灰器布置在反应器后墙，每个反应器每层布置5台，纳入机组DCS控制，单台机组需新增30个I/O点。
液氨供应系统
本次改造，3、4号机组SCR装置按照入口烟气流量为5517753m3/h（实际工况），改造后，单台机组满负荷运行时液氨耗量约312kg/h，厂内一、二期4台机组公用一个氨站，能够满足3、4号机组超低排放改造后的供氨要求，无需扩容。
小結
为进一步实现烟气污染物超低排放的要求（入口按300 mg/m3设计，控制NOx排放不高于50mg/m3），通过对3、4号机组SCR脱硝装置的性能评估，针对NOx超低排放改造目标，本次脱硝超低排放改造工程在工艺技术路线上来说是可行的。
参考文献
（1）发改能源[2014]2093号：关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知;
（2）《关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》（环保部）;
（3）环发[2015]164号：关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知;
（4）《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）;
（5）《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》（DL/T5196-2004）;
作者简介：赵巍，职称：工程师 ，从事专业：环境工程专业