CN107869726A - 燃煤发电机组烟气脱硝改造方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于电厂脱硝改造技术领域，尤其涉及一种燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，包括：根据锅炉尾部现有的布置，在锅炉尾部BK轴后、电除尘器入口烟道的上方加装SCR反应器，所述SCR反应器采用一炉两SCR反应器布置，从省煤器出口水平烟道将烟气引入SCR反应器，在氨和催化剂的共同作用下，除去烟气中的NOx，处理后的净烟气引入空预器。本发明通过采用SCR脱硝工艺加上锅炉相应设施的改造，提高了脱硝效率，满足了高标准的环保排放要求，减少了燃煤对环境的影响。

Description

燃煤发电机组烟气脱硝改造方法

技术领域

本发明属于电厂脱硝改造技术领域，尤其涉及一种燃煤发电机组烟气脱硝改造方法。

背景技术

我国以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是电力工业发展的一个制约因素。煤炭燃烧产生的烟气中含有烟尘、硫氧化物(SOX)、氮氧化物(NOX) 和CO2等污染物，已经造成了严重的环境问题，是我国经济可持续发展急待解决的重要问题。

面对越来越高的环保排放要求及随着煤碳市场供应的紧张，电厂已难以长时间维持机组燃煤煤质的稳定性，随着煤质的变化，锅炉所产生的烟气量、NOx 量超标的可能性越来越大。

目前，国内的电厂燃煤发电机组一般已服役多年，原发电机组多数不具备脱硝装置，但随着环保排放标准的提高，现有机组已不能达到氮氧化物的排放标准，因此，亟需对现有燃煤发电机组进行烟气脱硝改造，通过对锅炉燃烧产生的烟气进行脱硝处理，以期达到氮氧化物的达标排放。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明的目的是提供一种燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，以满足环保排放要求，减少燃煤对环境的影响。

本发明提供了一种燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，包括：

根据锅炉尾部现有的布置，在锅炉尾部BK轴后、电除尘器入口烟道的上方加装SCR反应器，所述SCR反应器采用一炉两SCR反应器布置，从省煤器出口水平烟道将烟气引入SCR反应器，在氨和催化剂的共同作用下，除去烟气中的NOx，处理后的净烟气引入空预器。

进一步地，该方法还包括：新建SCR支撑架，用于支撑SCR反应器及烟道系统；SCR支撑架上部结构与现有锅炉钢架、除尘器入口烟道支架脱开，保证荷载作用力不相互传递；SCR支撑架采用钢结构。

进一步地，SCR反应器采用板式催化剂。

进一步地，该方法还包括设置省煤器高温烟气旁路。

进一步地，该方法还包括：在SCR反应器每层催化剂设置吹灰装置，吹灰装置采用蒸汽吹灰器和声波吹灰器同时设置方式。

进一步地，该方法还包括：在SCR反应器入口设置整流器，确保入口烟气分布均匀，烟气流向垂直向下通过催化剂层；

从锅炉省煤器出口处开始，采用烟道将烟气从底部至上引入SCR反应器，通过SCR反应器反应后的烟气直接由出口烟道引入空预器；

在弯头、变径管和SCR反应器入口位置均设置导流板，以确保烟气流速和温度分布均匀；

在喷氨格栅后设静态混合器，确保烟气、氨气的充分混合和温度场的均匀分布；

SCR反应器入口采用倾斜烟道；

反应器出口烟道上设置灰斗、锁气器、手动插板门，以减少空预器堵塞的可能性。

进一步地，该方法还包括：在SCR反应器的进出口烟道设置在线烟气监测仪，进口测量NOx、O₂，出口测量NOx、SO₂、NH₃。

进一步地，该方法还包括：对空预器进行改造，具体包括：

将空预器的换热元件布置为两层，具体布置方式为：高温段换热元件高度1050mm，厚度为0.5mm，低温段换热元件高度950mm；

对空预器的密封系统做全面检修，更换磨损的密封片，重新调整密封间隙，对转子和壳体做补漏处理，以消除加装SCR反应器带来的对漏风率的不利影响；

将空预器冷端吹灰器更换为高压水加蒸汽联合的双介质吹灰器，热端增设高能量蒸汽吹灰器；及

加装高压水系统。

进一步地，该方法还包括：对引风机进行改造，具体包括：

对引风机的进气箱、进口膨胀节、前导叶装配、前导叶芯筒、大小集流器、机壳装配、后导叶、叶轮、扩压器、活节装配、出口非金属膨胀带、电机侧半联轴器进行更换，以减少机组的整体阻力。

进一步地，该方法还包括：进行低氮燃烧器改造，具体包括：

调整主燃烧器区一、二次风喷口面积，并使一次风速满足入炉煤种的燃烧特性要求，减小主燃烧器区的二次风量，形成纵向空气分级；

新增高位燃尽风SOFA，使SOFA喷口可同时做上下左右摆动。

借由上述方案，该燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，通过采用SCR脱硝工艺加上锅炉相应设施的改造，提高了脱硝效率，满足了高标准的环保排放要求，减少了燃煤对环境的影响。

上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，并可依照说明书的内容予以实施，以下以本发明的较佳实施例详细说明如后。

具体实施方式

下面结合实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。

本实施例提供了一种燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，该方法以某2× 350MW国产燃煤发电机组为例进行详细说明。该机组两台主机锅炉型号为 HG—1170/17.4—YM1，两台机组均同步配置了浓氮燃烧器、电除尘器和烟气脱硫装置(不含GGH换热器)，但未同步建设脱硝装置。

该机组的改造方案主要包括：

(1)加装脱硝装置技改，采用炉外SCR脱硝技术，选用采用板式催化剂，将省煤器出口NOx含量确定为450mg/Nm³，经过SCR脱硝装置后SCR出口NOx 不高于100mg/Nm³，装置利用率不低于98％，并预留一层催化剂层，满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)环保最新排放要求；并对相应主机设施进行改造，最终达到改造后的机组能安全、可靠运行。

选择性催化还原法(SCR)是指在300～420℃的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂，在催化剂的作用下与烟气中的NOx发生选择性催化反应生成N₂和 H₂O。SCR烟气脱硝技术具有脱硝效率高，成熟可靠，应用广泛，经济合理，适应性强，特别适合于煤质多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的区域的燃煤机组上使用。SCR脱硝效率一般可达80～90％，可将NOx排放浓度降至100mg/m³(标态，干基，6％O₂)以下。

(2)空预器的改造，为了减少加装脱硝装置后生成的NH₄HSO₄对空预器冷端换热元件的腐蚀，需要对空预器进行改造，改造后能满足脱硝装置实际运行要求。

(3)引风机改造，由于整个加装脱硝装置和空预器及除尘器预期改造后阻力增加后，系统的整体阻力增加，需要对原主机引风机进行改造，满足实际运行要求。

(4)脱硝支撑钢架采用新建立柱网来支撑脱硝反应器及烟道系统；脱硝支撑钢架上部结构与现有锅炉钢架、除尘器入口烟道支架脱开，保证荷载作用力不相互传递。

(5)新增烟气在线自动监测系统，对烟气脱硝前后的NOx和氨逃逸率及脱硝效率进行连续实时监控。

该锅炉机组采用双空预器，空预器位于锅炉尾部BG～BK轴之间，标高约 12.60～17.30米；锅炉省煤器位于尾部BG～BK轴之间，省煤器出口烟道标高约 29.8米。根据锅炉尾部现有的布置，SCR反应器布置在锅炉尾部BK轴后、电除尘器入口烟道的上方。采用一炉两反应器布置，从省煤器出口水平烟道将烟气引入SCR反应器，在氨和催化剂的共同作用下，除去烟气中的NOx，处理后的净烟气引入空预器。

脱硝装置SCR区：催化剂的表层清灰需要压缩空气或蒸汽，采用蒸汽吹灰方式和声波吹灰方式进行双吹灰，电控间配套通风和空调。

脱硝还原剂液氨区域：利用还原剂液氨供应。

脱硝SCR区域设置在现有锅炉尾部与电除尘入口之间烟道支架上部空间，脱硝支撑钢架为新建脱硝SCR支架，所有支架均采用钢结构。

所有新增的设备均布置脱硝加固支撑钢架上，不再占用其他区域。

脱硝SCR区域接口：蒸汽接口位于锅炉房原空预器蒸汽吹灰主管上，疏水至锅炉疏水系统母管道上，蒸汽调门减压设定压力为2.0MPa。吹灰用压缩空气接口取自电除尘器下吹灰管道用气接口，仪用压缩空气接口在锅炉房原竖直向上供气主管上，仪用空气运行压力0.5～0.7MPa。

SCR区域设置压缩空气罐，为SCR区仪表吹扫和阀门用气供气。压缩空气气源和氮气气源均由电厂提供。

该烟气脱硝改造方案选择高灰型SCR烟气脱硝工艺。

高灰型SCR工艺：脱硝催化剂布置在省煤器和空预器之间，烟气中粉尘浓度和SO₂含量高，工作环境相对恶劣，催化剂活性下降较快，需选用低SO₂氧化活性、大节距、大体积催化剂，但烟气温度合适(300～400℃)，经济性最高。还原剂采用液氨。

催化剂的选择

应用于SCR系统的催化剂主要由一些催化活性成分(V₂O₅和WO3等)和载体 (如TiO₂)等组成。载体上分布着这些活性成分，并为气—固催化反应提供高的表面积。

挤出式蜂窝状催化剂是由包含活性物质和载体的膏状物通过模具在高压下挤压成型。形成的蜂窝状催化剂完全由活性催化材料组成，即使表面被磨蚀也不会失去其活性。可以通过优化催化剂的间距(孔隙间距和壁厚)满足于特定的条件的要求。

复合式催化剂以陶瓷蜂窝体、金属板或是金属丝板作为基材。这些基材增加了催化剂机械强度，防磨蚀性能，减少了催化剂载体所用材料。而催化剂膏体压在基体上或将将基体浸入催化剂浆液中制成。相对而言，挤出式催化剂没有单独的基材，催化剂本身提供必要的机械强度。

催化剂成分也包括像钨、钼的氧化物等活性成分，这些组分可以提高催化剂强度和稳定性，增加催化剂活性，扩大其温度范围，抑制副反应的发生。

沸石代表了完全不同的一类SCR催化剂。沸石由天然或人造铝酸盐组成。沸石的特点是具有非常大的内表面积，适合在高的温度(540℃以上)下运行。常规的钒/钛催化剂的使用温度上限约为400℃。一些商业用的沸石催化剂不包含重金属，很有可能简化催化剂的处置。到目前为止，沸石催化剂不如钒/钛催化剂应用广泛。

目前常用的蜂窝和板式催化剂。

由于本工程含尘量较高，达60g/Nm³。如果选蜂窝式催化剂，应选取18孔催化剂；如果选取板式催化剂，应选取内径为7mm催化剂，由于板式催化剂比表面积与蜂窝式比表面积差异不大，板式催化剂单价便宜，能较强抗堵灰，一次性投资板式催化剂价格相对较低。本实施例选择板式催化剂。

脱硝SCR区域设置在现有锅炉尾部与电除尘入口之间烟道支架上部空间，脱硝支撑钢架为全新钢结构支撑脱硝反应器，所有新增的设备均布置脱硝支撑钢架上，不再占用其他区域。SCR反应器布置在电除尘入口烟道支架上部，标高大致为22米～47米。脱硝工艺的布置原则：结构简单、流场合理、投资较省且能满足脱硝效率为原则。

具体脱硝改造方案如下：

脱硝SCR区域设置在现有锅炉尾部与电除尘入口之间烟道支架上部空间，新建脱硝反应器及烟道支架，SCR反应器设置标高大致为22米～47米，所有新增的设备均布置脱硝支撑钢架平台上。实测省煤器出口烟气量(100％BMCR工况下1200000Nm³/h)，单台炉设置两台SCR反应器，将省煤器出口的烟气引入SCR 反应器；反应器设置3层催化剂(2用1备)。改造现有锅炉省煤器至空预器段烟道、改造脱硝入口烟道接口、空预器入口烟道接口等。

(1)性能指标

每套脱硝装置的烟气处理能力为单台锅炉BMCR工况时的烟气量。脱硝装置脱硝效率能保证在燃用煤种时，出口NO_x(以SCR反应器进口不高于600mg/Nm³计算)的含量不高于100mg/Nm³,且满足国家相关环保要求。

(2)脱硝系统不设置SCR烟气旁路，需设置省煤器高温烟气旁路，从设计上考虑了脱硝系统、以及催化剂任何情况下不影响发电机组的安全运行。

(3)还原剂系统，采用液氨(99.4％的纯度)作为还原剂，通过槽车运至电厂，卸入氨罐内，再通过蒸发器制备成气氨输送至SCR区的喷氨系统。

(4)脱硝装置可用率不小于98％。

(5)装置服务寿命为30年或不低于现有发电机组的使用寿命。

(6)SCR反应器出口的氨逃逸率不高于3ppm。

(7)初期装填2层催化剂时脱硝系统的压降不高于850pa，三层催化剂都装填时压降不高于1000pa。

脱硝工艺系统及设备选型

脱硝SCR反应区系统

脱硝SCR反应器系统是整个脱硝的核心部分，SCR反应器自身由：反应器壳体、催化剂、整流器、导流板，吹灰系统、不同部位的测温、测压、流量等在线仪器仪表等构成，其次是CFD数值模拟和实体模型。

1)SCR反应器

SCR反应器尺寸8280mm×9930mm，直段高度约15000mm，催化剂层2+1设置，层高为4100mm，反应器进口设置整流器和导流板。SCR反应器与周围设备布置的协调性及美观性，反应器入口将设气流均布装置，反应器入口及出口段将设导流板，对于反应器内部易磨损的部位将采取必要的防磨措施，反应器将采取保温(采用80mm硅酸铝+120mm岩棉)，使经过反应器的烟气温度变化小于 1℃，设置足够大小和数量的人孔门，为了正常运行、开车和完成测试、性能考核等工作，在反应器上位置设置足够数量的开孔，具体数量和要求需由测试单位根据反应器的空间布置等确定。并考虑内部催化剂维修及更换所必需的吊装方式及起吊装置，能承受运行温度420℃不少于5小时的考验，而不产生任何损坏。

2)催化剂参数构成。

3)吹灰系统。

为防止长期运行中，烟气中的灰尘覆盖催化剂表面，从而降低催化剂的活性，在每层催化剂均应设置一套吹灰装置。国际上用于电站锅炉SCR反应器的清灰手段主要分为蒸汽吹灰、声波吹灰和压缩空气吹灰三种技术。

蒸汽吹灰是利用高速的过热蒸汽气流将表面的飞灰吹走，蒸汽吹灰具有很强的方向性，对于积灰的吹扫具有很好的效果，对于黏性飞灰效果吹灰更好，但如果流速太大对催化剂具有较大的磨损。对蒸汽的参数、系统的管道(疏水) 要求较高。

声波吹灰器是利用声波的能量将微粒分散，利用气流或重力将其带走，由于机械部件少，且无方向性，在SCR脱硝中的应用有上升的趋势。压缩空气吹灰器是利用无水压缩空气吹走催化剂表面的灰尘，但实际运用中采用较少。

本实施例采用蒸汽吹灰器和声波吹灰器同时设置方式，每层催化剂设置2 台蒸汽吹灰器和3台声波吹灰器。声波吹灰器为进口设备。

4)整流器

在SCR反应器入口设置整流器，确保入口烟气分布均匀，烟气流向垂直向下通过催化剂层，通常在第一层催化剂前安装飞灰整流器，调整反应器顶部垂直向下方向的飞灰与气流的分布，使SCR反应充分，最大限度的减少飞灰在催化剂表面的沉积，避免催化剂中毒，并可防止积灰堵塞。

5)CFD数值模拟和实体模型

催化剂厂商对催化剂的性能保证，均是在达到第一层催化剂前烟气的流速分布、氨氮比、温度和飞灰分布需要满足一定的分布前提条件下的，所以在SCR 系统中需要安装适合的导流板、静态混合器、飞灰整流器等，并使用流场计算机模拟和物理模型来模拟优化SCR反应器的流场。

当SCR基本设计完成后，都必须对整个SCR的流场情况进行模拟，并根据模拟报告修订设计，从而确保整个系统达到所有性能指标。

流体模拟分为：实体流体模拟和计算机模拟(CFD模拟)，其目标如下：

(1)喷氨排上游的速度分布:在喷氨排上游，速度在烟气管道100％横截面的变化不能超过算术平均值的±15％。

(2)催化剂上游的速度分布：在SCR反应器第一层催化剂的上游，烟气在 90％横截面内的速度变化不能超过算术平均值的10％；余下10％横截面内，烟气速度变化不能超过算术平均值的±20％。

(3)催化剂上游烟气中氮氧化物和氨的分布:催化剂上游烟气中氮氧化物和氨的分布，定义为NH3/NOx的摩尔比率，其在90％横截面内，不能超过算术平均值的5％；余下10％横截面内，该摩尔比率不能超过算术平均值的±10％。

(4)烟气在SCR入口和出口管道内的分布：在系统内决定流动修正装置的主要位置，目的是压力损失最小化，以及在所计算系统内优化分布。

(5)催化剂上游流动矢量角度:在催化剂表面流动矢量角度不偏离垂直线 +/-20°。

(6)催化剂上游温度分布:在第一层催化剂前，在100％横截面内，温度分布不超过算术平均值+/-20°F。

(7)清除积灰现象：优化导流叶片，防止管道内发生积灰现象。

6)烟气系统

a、工艺描述

从锅炉省煤器出口处开始，采用烟道将烟气从底部至上引入SCR反应器，通过反应器反应后的烟气直接由出口烟道引入空预器。本次考虑采用单反应器设置。烟道内部设置喷氨格栅、静态混合器、导流板、灰斗、在线烟气分析不同部位的测温、测压、流量等在线仪器仪表。

b、进出口烟道

进口烟道长8840mm×宽2500mm，厚度6mm，采用Q235板材，流速8～15m/s。并设置人孔门、检修门。

出口烟道和反应器直接相连，具体参数见反应器设计。

c、喷氨格栅和静态混合器

SCR系统中NH3和NOx转化成N2和H2O的反应属于快速反应，因此在进入第一层催化剂之前，NH3和烟气混合得均匀与否,将对NOX的脱除效果有着非常大的影响。为了使SCR系统达到一个最佳的效果，烟气中的NH3和NOx必须要混合均匀，以保证有均匀的温度场、速度场以及可控的流动方向。只有当这些条件都处于控制之中时，SCR系统的选择性、氨的逸出率和催化剂的寿命才能得以保证。采用格栅式布置，结构上是由一系列的装有许多喷射管组成，使用简单流量测量装置和手动调节阀来调节不同连接管中的NH3/空气混合物的分布。NH3/空气混合物的分布及喷嘴的大小取决于局部的流量和烟气管道中的NOx 的分布。为了保证在第一层催化剂表面的氨氮比、气流分布和温度分布满足催化剂的要求，根据需要在烟道中设置导流板、静态混合器等。

当SCR入口NOx为450mg/Nm³时，稀释风机采用离心式，流量：6000Nm³/h, 出口压力:6000Pa，轴功率15KW，电机功率：18.5kW；

当SCR入口NOx为600mg/Nm³时，稀释风机采用离心式，流量：8000Nm³/h, 出口压力:6000Pa，轴功率17KW，电机功率：22kW；

在弯头、变径管和SCR入口位置均设置有导流板，以确保烟气流速和温度分布均匀；为确保烟气/氨气的充分混合和温度场的均匀分布，有时需要在喷氨格栅后设静态混合器。

喷氨格栅和静态混合器的具体设计要求，需要CFD数值模拟和实体流畅测定后确定。

d、灰斗

根据实际情况，SCR入口采用倾斜烟道，SCR入口采用倾斜烟道灰可以顺利进入省煤器出口灰斗及输灰系统，不需要在SCR入口设置灰斗及输灰系统。为减少脱硝系统出口大量烟气中粉尘进入空预器，在脱硝反应器出口烟道上设置灰斗、锁气器、手动插板门等装置，减少空预器堵塞的可能性。

e、在线烟气分析(烟气取样)

在SCR反应器的进出口烟道设置在线监测探测仪(NOx、O₂、SO₂、NH₃)，将数据输送至烟气分析房。从而控制NOx的脱硝率、氨逃逸率、SO2的转化率。

每套反应器进出口各设置一台烟气分析仪：进口测量NOx、O₂，出口测量 NOx、SO₂、NH₃。

空预器改造

增加脱硝系统对空气预热器的主要影响

SCR脱硝系统对空气预热器的运行主要有如下不利影响：

(1)烟气中由SO₂向SO₃的转化率增加，即烟气中的SO₃量增加，烟气酸露点温度增加，由此加剧空气预热器的酸腐蚀和堵灰。

(2)SCR脱硝或SNCR脱硝系统中的逸出氨(NH₃)与烟气中的SO₃和水蒸汽生成硫酸氢铵(Ammonium Bisulphate－ABS)凝结物：

NH₃+SO₃+H₂O→NH₄HSO₄

上述硫酸氢铵(ABS)凝结物呈中度酸性且具有很大的粘性，易粘附在空气预热器的换热元件表面上，再次加剧换热元件的腐蚀和堵灰。同时由于反应物 NH₃与SO₃反应形成硫酸氢铵，硫酸氢铵在一定的温度段内会形成严重堵塞现象，而这一温度段正好在空气预热器的中低温段。这会影响空气预热器的阻力，并对空气预热器的清洗能力提出了新的要求。硫酸氢铵(ABS)的反应生成温度较高，一般在150℃－200℃范围内。

(3)与增加脱硝系统前相比，空预器脱硝改造后的烟气侧阻力要增加约 300～500Pa左右，空预器的漏风率会在原有的基础上增加约1％左右。

(4)由于SCR空气预热器热端压差的增加，空气预热器主要结构件的强度和刚度须在设计中予以核算必要时需加强。

此外，由于锅炉的烟道系统中增加了SCR装置，烟道系统的阻力增加，在空气预热器上，空气至烟气的压差增加，使空气预热器的漏风增加。为维持原空气预热器的漏风率设计水平，空气预热器的漏风率应能长期稳定地保持较低的水平。

空预器改造注意事项：

选择催化剂时，应注意SO₂向SO₃的转化率，一般情况下应控制在1％以下。如转化率过高，对空气预热器的腐蚀将会急速加剧。如催化剂的还原效率很高，虽然可以采用较少的催化剂用量，但SO₂向SO₃的转化率也会较高。

要控制NH3的逸出量控制，一般情况下应控制在3ppmV以下。如NH₃的逸出量增加，可预见的硫酸氢铵堵灰也会非常严重。

SCR空气预热器冷端换热元件的选用应综合考虑燃煤含硫量、灰硫比、SCR 中SO₂向SO₃的转化率等因素，以防SCR空气预热器换热元件发生腐蚀和堵灰。

锅炉增加SCR脱硝系统后，烟侧阻力相应增加约1000Pa，也即流经空预器的烟气负压变大，造成空预器的漏风率升高，故空预器的密封系统也应相应改造，以降低漏风率。

空气预热器的密封系统应可靠、稳定，而且无需复杂的控制装置，以免在长期运行后控制装置失控，致使空气预热器的漏风率增加，影响锅炉的正常运行。

获取防止空气预热器发生硫酸氢铵(ABS)堵灰的冷端换热元件高度，及空气预热器换热元件的温度场热力分析计算结果，以此证明该选型的适宜性。

改造方案

(1)换热元件改造方案

改造后的换热元件为两层布置，层数减少多出来的空间可用于设置更多的换热元件来尽量降低排烟温度，保证锅炉效率。为确保硫酸氢铵全部在冷端换热元件中沉积，且充分利用改造后的转子空间，冷端换热元件的高度选为 950mm，改造后换热元件布置为：

高温段换热元件高度1050mm，厚度为0.5mm。

低温段换热元件高度950mm，厚度为0.75+约0.3mm，(镀搪瓷换热元件)

(2)空预器密封改造

SCR脱硝系统投运后，空气预热器热端差压增加约300～500Pa，漏风率也随之增大。本次改造，需要对密封系统做全面检修，更换磨损的密封片，重新调整密封间隙。同时对转子和壳体做补漏处理，尽量消除脱硝装置带来的对漏风率的不利影响。

(3)吹灰器改造方案

针对SCR空气预热器的特点，有效地吹扫和清洗换热元件，可以保持换热面的洁净和通道的畅通，以保证换热元件的换热性能、减少烟风阻力，同时提高了换热元件的使用寿命，保证了机组的长期安全稳定运行。SCR脱硝系统投运后，为了解决冷端换热元件硫酸氢铵的堵灰问题，同时改善热端和中温段换热元件的堵灰问题，原有冷端吹灰器更换为高压水加蒸汽联合的双介质吹灰器；为冷端提供高压水的高压水泵及其管路系统同时增设。改造后热端增设高能量蒸汽吹灰器，以及时清理热端换热元件出现的氧化皮和积灰，改善热端堵灰的状况，同时还可以及时清理可能积聚的可燃物，防止空气预热器着火。

原热端蒸汽吹灰器如运行状况良好，可以继续使用而不必更换新设备。

(4)空预器转子隔仓改造

原空预器转子采用冷端侧抽结构，改造后冷端换热元件的高度有明显增长，不再适合使用侧抽结构，故将拆除换热元件支撑格栅，挡块将起到支撑换热元件的作用。改造后将封堵侧抽们。并延伸转子格仓的环向隔板至换热元件底端。

(5)加装高压水系统

为满足空预器冷端吹灰器高压水冲洗的需求，此次改造提供高压水泵(每台锅炉一台)、配套电机以及高压水泵至冷端吹灰器之间的管路。

除尘器改造阻力估计

电除尘器目前除尘效率不是很满足要求，电厂将除尘器进行增加高频电源或增加高频脉冲电源要求，使除尘器除尘效率能满足最新环保要求，根据经验，除尘器经改造后系统阻力增加不大，约增加100Pa左右。

根据改造结果，脱硝系统阻力增加1000Pa,空预器改造后阻力增加250Pa，除尘器改造后阻力增加100Pa，并预留阻力120Pa，总系统阻力增加1470Pa，需要对引风机做如下改动：

改造方案：保持风机基础(除执行器基础)、出口尺寸不变；风机本体除主轴承装配、冷却风机及冷风管路、中间轴、出口膨胀节(金属部分)不变；其余部件(包括进气箱、进口膨胀节、前导叶装配、前导叶芯筒、大小集流器、机壳装配(含后导叶)、叶轮、扩压器、活节装配、出口非金属膨胀带、电机侧半联轴器等)更换；配套设备可根据使用情况确定是否更换；进口尺寸变化，需重新制作进口变径管；电动机功率增加，转速提供，需更换，基础不需要改造。

脱硝岛布置：

脱硝SCR区域设置在现有锅炉尾部与电除尘入口之间烟道支架上部空间，脱硝支架为新建支架。所有支架均采用钢结构，所有新增的设备均布置脱硝支撑钢架上，不再占用其他区域。SCR反应器设置标高大致为22米～47米。

脱硝控制系统采用与机组DCS一体化的控制系统，由机组DCS操作员站实现对脱硝系统的监控。其中SCR装置的控制采用硬接线方式纳入单元机组DCS 控制，热控接口在SCR装置的DCS机柜(DCS机柜布置在主厂房锅炉电子设备间) 的端子排上；公用氨站直接纳入机组公用DCS系统，作为其字系统，就地设置就地操作员站。

除了上述改造方案外，还可进行低氮燃烧器改造。

1)燃烧系统介绍

该锅炉采用四角布置的切向摆动式燃烧器。燃烧器采用CE传统的大风箱结构，由隔板将特大风箱分成若干风室，在各风室的出口处布置数量不等的燃烧器喷嘴。一次风喷嘴可作上下各20°的摆动，二次风及油喷嘴可作上下各30°的摆动，顶部燃烬室喷嘴可作向上30°、向下5°的摆动，每只燃烧器共有六种15个风室、15个喷嘴。其中顶部燃烬风室2个，煤粉风室6个、油风室3 个，中间空气风室2个，上下端部风室各1个，各风室均为单喷嘴。

每只燃烧器的15个喷嘴除顶部燃烬风室的2个喷嘴的摆动由手动驱动外，其余喷嘴均由摆动气缸驱动作整体上下摆动，并且炉膛四角的四只燃烧器按协调控制系统给定的控制信号做同步上下摆动。摆动气缸通过外部连杆机构、曲拐式摆动机构，内部连杆和水平连杆驱动空气喷嘴，绕固定于燃烧器风箱前端连接角钢上的轴承座做上、下各30°的摆动。每只燃烧器共设三层点火油燃烧器，油喷嘴采用蒸汽雾化外混式J-20喷嘴。锅炉采用二级点火系统，燃烧设备装有四角三层12支供暖炉用的蒸汽雾化平行管式可伸缩油枪，型号为XYQ—31 —2984R。油枪燃用#0轻柴油，可用来点火、暖炉、升压，并可引燃和稳燃相邻煤粉喷嘴。

燃烧器风箱是整个切向摆动式燃烧器的主体部分。燃烧器风箱同水冷壁用螺钉连接的方式相固结在一起，在热态时，燃烧器风箱同水冷壁一起向下膨胀，燃烧器风箱同热风道的相对膨胀由装设在燃烧器风箱和热风道之间的大型波纹膨胀节吸收。燃烧器风箱外侧的外护板是用来保护风箱保温层和改善风箱外观而设置的，外护板是用专门冲压出来的夹板镶嵌在外护板的辅件上的，外护板可在夹板内自由膨胀。

2)制粉系统介绍

制粉系统型式：双进双出钢球磨正压冷一次风机直吹系统，每台锅炉按3 台磨煤机配置。

改造方案原则

保证改造后是在高效、稳燃、防渣、防腐的基础上，实现超低NOx排放。并应充分考虑到由于改造而出现的新问题的解决措施。

燃烧器改造总体方案：

采用双尺度燃烧技术及双尺度分区优化调试方法组合技术，调试方法在改造后实施。

(1)对一、二次风系统的改造

在原燃烧器基础上，进行双尺度低氮燃烧技术改造。调整主燃烧器区一、二次风喷口面积，并使一次风速满足入炉煤种的燃烧特性要求，主燃烧器区的二次风量适当减小，形成纵向空气分级。具体包括：

1)燃烧器一次风喷嘴重新设计，全部采用上下浓淡中间带稳燃钝体的燃烧器；更换一次风弯头、喷嘴体及喷口，调整高度方向垂直浓淡的布置次序；

2)更换主燃区的二次风喷口，适当减小油风及二次风，部分二次风喷口增设贴壁风组件；

3)对原有两层CCOFA喷口做封堵处理，两侧增设贴壁风组件；

4)下端部风及一次风仍旧为逆时针方向旋转，切圆维持不变；

5)部分二次风改为与一次风小角度偏置，顺时针反向切入，形成横向空气分级。

(2)新增高位燃尽风SOFA

在原主燃烧器上方布置SOFA喷口，分配足量的SOFA燃尽风量，SOFA喷口可同时做上下左右摆动。在安装SOFA风的地方需要进行水冷壁弯管改造。锅炉两侧增加SOFA风箱，及SOFA风道；新增风箱开口于大风箱顶部，与原大风箱结构相似，SOFA风量占总风量的20％～30％。具体包括：

1)SOFA喷口距离上层燃烧器中心标高约5米处，设计4层喷口。SOFA风区域增加水冷套和观火孔，增加SOFA风道和风箱，增加SOFA风门、喷口、控制机构。

2)上下摆动四个角“组控”，水平方向单独手动调节。

适量的高位燃尽风量将对炉内火焰中心位置及炉膛出口烟温偏差带来影响, 通过将燃尽风SOFA喷口设计成上下左右摆动燃烧器,可以同时解决炉膛出口温度及烟温偏差问题，还可强化飞灰可燃物燃尽。

为配合燃尽风系统取风，拟在两侧墙二次风风箱上取风，引入燃尽风等压风箱，实现燃烧器改造后精确配风需要。燃尽风从原有大风箱上引出，通过连接风道向上引进新布置的燃尽风箱内，风道用A3钢制造，以满足压力要求。

采用双尺度低NOx燃烧技术对锅炉进行低氮改造，即在射流空间分布(空间尺度)及燃烧过程控制实现(过程尺度)上采取措施，其中空间尺度又分为纵向的三区布置和横向的两区布置。

燃烧器改造技术特点

(1)纵向三区分布

NOx生成主要有三种类型，燃料型、热力型及快速型三种，燃料型NOx约占总NOx的80-90％，是各种低NOx技术控制的主要对象。其次是热力型，主要是由于炉内局部高温造成，也可采用适当措施加时控制，快速型NOx生成量很少。采取有效措施控制燃料型及热力型NOx的生成。、

改造后燃烧器从下至上大致分为三个区，从下至上依次为氧化燃烧区、还原区及燃尽区。

在改造过程中，更换现有主燃烧器，重新对各层二次风风率进行分配。在主燃烧器区上部布置有四层高位SOFA燃尽风，占总风量的约20％～30％，是降低燃料型及热力型NOx的主要手段。

主燃烧器区域内对一二次风喷口进行重新组合及浓淡分布措施，一次风喷口采用空间浓淡燃烧技术组合分布，通过对纵向过量空气系数分布控制，从下到上分别为氧化燃烧区、集中还原区、燃尽区，是降低NOx及维持高效运行的关键。

(2)横向双区分布

通过对炉内一二次风切圆的调整，并在适当位置布置有贴壁风喷口，在炉膛截面上形成了三场特性截然不同的中心区与近壁区分布，中心区具有较高的煤粉浓度、较高的温度和相对较高的氧浓度分布，而近壁区具有较低的温度、较低的颗粒浓度和适宜的氧浓度。

贴壁风可以保证壁面有足够的氧气存在，防止结渣及高温腐蚀，又不改变主射流方向，是我公司独特的专有技术，已在多台锅炉上成功使用。本次改造采用一次风反切小切圆，二次风正切布置。一次风反切使一次风气流逆向冲进上游来的高温空气，使煤粉在此区域内迟滞浓缩，相对缺氧的前提下提早析出挥发份着火燃烧，对稳燃及燃尽相当有利。

(3)燃尽风布置方案

替代原有燃尽风，采用高位燃尽风布置方式，保证足够的还原高度。燃尽风分四层布置。燃尽风保证运行时至少有一层备用，保证运行时调整手段灵活，通过不同层的搭配组合，以寻求最优燃尽风位置。

燃尽风设计为可以上下左右摆动的喷口，用以强化燃尽效果及调节炉膛出口两侧烟温偏差，运行时可以调整燃尽高度，用以平衡燃尽与效率之间的矛盾，以及调节炉膛出口烟温的作用。运行中通过喷口摆动以实现燃尽区内合理的空气分布，实现很好的燃尽效果。燃尽风喷口采用椭圆喷口出口，保证燃尽风气流具有很好的穿透性。

(4)低NOx燃烧器及区域浓淡技术。

一次风采用上下浓淡燃烧器，浓淡燃烧技术也是一种低NOx燃烧技术。一次风分为浓淡两股后，形成偏离燃烧，浓淡两侧生成的NOx总量均低于常规燃烧器。

一次风采用逆向射流技术，一次风气流与上游来的高温烟气相遇，一次风煤粉形成滞止浓缩燃烧，并相对延长了一次风的火焰长度，同时有利于降低NOx 生成及减少飞灰可燃物。一次风喷口均采用波形钝体结构，强化煤粉稳燃及着火后碳颗粒的迅速弥散。

两层一次风浓淡分离后形成浓侧相对集中，形成局部浓淡燃烧。两层一次风之间的中间二次风喷口射流与一次风射流形成适当的小角度偏差射入炉内，一次风逆切圆方向射入炉内，二次风正切射入炉内。在一次风完成挥发份燃烧、 NOx生成及还原后，与一次风气流混合，保证煤粉火焰内的低NOx燃烧，并强化碳粒子的燃尽。

本实施例提供的燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，通过采用SCR脱硝工艺加上锅炉相应设施的改造，提高了脱硝效率，满足了高标准的环保排放要求，减少了燃煤对环境的影响。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，并不用于限制本发明，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变型，这些改进和变型也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，其特征在于，包括：

根据锅炉尾部现有的布置，在锅炉尾部BK轴后、电除尘器入口烟道的上方加装SCR反应器，所述SCR反应器采用一炉两SCR反应器布置，从省煤器出口水平烟道将烟气引入SCR反应器，在氨和催化剂的共同作用下，除去烟气中的NOx，处理后的净烟气引入空预器。

2.根据权利要求1所述的燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，其特征在于，还包括：新建SCR支撑架，用于支撑SCR反应器及烟道系统；所述SCR支撑架上部结构与现有锅炉钢架、除尘器入口烟道支架脱开，保证荷载作用力不相互传递；所述SCR支撑架采用钢结构。

3.根据权利要求2所述的燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，其特征在于，所述SCR反应器采用板式催化剂。

4.根据权利要求3所述的燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，其特征在于，还包括设置省煤器高温烟气旁路。

5.根据权利要求4所述的燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，其特征在于，还包括：在所述SCR反应器每层催化剂设置吹灰装置，所述吹灰装置采用蒸汽吹灰器和声波吹灰器同时设置方式。

6.根据权利要求5所述的燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，其特征在于，还包括：在SCR反应器入口设置整流器，确保入口烟气分布均匀，烟气流向垂直向下通过催化剂层；

从锅炉省煤器出口处开始，采用烟道将烟气从底部至上引入SCR反应器，通过SCR反应器反应后的烟气直接由出口烟道引入空预器；

在弯头、变径管和SCR反应器入口位置均设置导流板，以确保烟气流速和温度分布均匀；

在喷氨格栅后设静态混合器，确保烟气、氨气的充分混合和温度场的均匀分布；

SCR反应器入口采用倾斜烟道；

反应器出口烟道上设置灰斗、锁气器、手动插板门，以减少空预器堵塞的可能性。

7.根据权利要求6所述的燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，其特征在于，还包括：在SCR反应器的进出口烟道设置在线烟气监测仪，进口测量NOx、O₂，出口测量NOx、SO₂、NH₃。

8.根据权利要求7所述的燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，其特征在于，还包括：对空预器进行改造，具体包括：

将空预器的换热元件布置为两层，具体布置方式为：高温段换热元件高度1050mm，厚度为0.5mm，低温段换热元件高度950mm；

对空预器的密封系统做全面检修，更换磨损的密封片，重新调整密封间隙，对转子和壳体做补漏处理，以消除加装SCR反应器带来的对漏风率的不利影响；

将空预器冷端吹灰器更换为高压水加蒸汽联合的双介质吹灰器，热端增设高能量蒸汽吹灰器；及

加装高压水系统。

9.根据权利要求8所述的燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，其特征在于，还包括：对引风机进行改造，具体包括：

对引风机的进气箱、进口膨胀节、前导叶装配、前导叶芯筒、大小集流器、机壳装配、后导叶、叶轮、扩压器、活节装配、出口非金属膨胀带、电机侧半联轴器进行更换，以减少机组的整体阻力。

10.根据权利要求9所述的燃煤发电机组烟气脱硝改造方法，其特征在于，还包括：进行低氮燃烧器改造，具体包括：

调整主燃烧器区一、二次风喷口面积，并使一次风速满足入炉煤种的燃烧特性要求，减小主燃烧器区的二次风量，形成纵向空气分级；

新增高位燃尽风SOFA，使SOFA喷口可同时做上下左右摆动。