五沙热电2×300MW燃煤机组烟气污染物超低排放改造工程 项目咨询报告
4 方案二：燃煤锅炉烟气污染物超低排放方案 4.1 总体技术方案简介
根据业主提供资料，本着提高电厂燃煤效率、响应国家环保标准的原则，为实
现五沙热电燃煤锅炉烟气污染物超低排放的目标，对原脱硫系统、脱硝系统及除尘系统进行改造，提出低氮燃烧器结合SCR脱硝系统增效改造、回转式GGH改管式GGH、新增湿式静电除尘器等多项技术措施后，实现烟气污染物超低排放，达到燃气轮机组排放控制水平（烟尘5 mg/Nm3，二氧化硫35 mg/Nm3，氮氧化物50 mg/Nm3），同时可通过脱硫塔脱硫增效剂改造、活性分子多种污染物深度净化系统可实现进一步实现污染物的减排。 4.2 脱硝系统提效
4.2.1 低氮燃烧器改造方案 （1）原有低氮燃烧器介绍
锅炉煤粉燃烧器采用宽调节比、四角切向布置的全摆动式燃烧器，配5台中速磨煤机，正压直吹式制粉系统，燃烧器根据需要在±30o的范围内摆动，每台磨煤机带锅炉的一层燃烧器。对应五层煤粉燃烧器喷嘴，布置了五层周界风。 1. 采用紧凑燃尽风喷口及浓淡型一次风喷口技术，在一定程度上抑制NOx的
生成，但由于空气分级深度不够，其降低幅度十分有限；
2. 为了保证煤粉着火和燃尽，二次风采用了均等配风方式，中间空气风室数量
众多，助燃风量大，不利于抑制NOx的生成；
3. 炉膛截面方向，一次风采用较大的切圆，二次风采用了反向大切圆方式，形
成横向空气分级，虽然有助于降低NOx生成量，但是假想切圆太大、二次风偏斜角度过大，容易造成火焰贴墙，导致燃烧器区域发生严重结焦问题。 （2）改造方案与技术特点
根据烟台龙源电力技术股份有限公司提供的低氮燃烧器改造方案，采用双尺度燃烧技术改造方案，具体如下：更换现有的燃烧器喷口组件，保留角区风箱和水冷套，保持原有假想切圆不变，不改变各层一次风的标高，增加新的燃尽风组件以增加高位燃尽风量；除A层一次风沿用微油之外，其他一次风喷口全部采用上下浓淡中间带稳燃钝体的燃烧器；取消部分二次风喷口，更换其它全部二次风喷口，适当减小中部二次风喷口面积；在紧凑燃尽风室两侧加装贴壁风；采用节点
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功能区技术，在两层一次风喷口之间增加贴壁风。
下端部风及一次风仍旧为逆时针旋转，其假想切圆不变；其他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。风量重新合理分配，并调整主燃烧器区一二次风喷口面积，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。燃烧器摆动机构利旧，可以整体上下摆动。
拆除原来的分离燃尽风SOFA，在原有主燃烧器上方约6米处重新布置4层分离SOFA喷口，拆除原来的燃尽风连接风道，采用新的墙式燃尽风连接风道，分配足量的SOFA燃尽风量，SOFA喷口可同时做上下左右摆动。 （3）性能保证
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 项目 NOx排放浓度 烟气中CO排放浓度 飞灰含碳量 排烟温度 炉膛出口烟温偏差 锅炉效率 防渣性 稳燃性能 吹灰 锅炉参数 减温水量 氧量控制 风机电耗 燃烧器阻力 小改方案 ＜240 mg/Nm3 ＜100 mg/Nm3 不升高 不升高 ＜50℃ 不降低 不结渣 最佳 长期不吹灰 正常（有调整裕量） 正常 低氧运行≤3.5% 不变 低 （4）小结
根据烟台龙源电力技术股份有限公司提供的技术改造方案，采用双尺度燃烧技术对锅炉燃烧器进行较大规模的改造后，锅炉出口NOx浓度由480 mg/Nm3,降到240 mg/Nm3，保证锅炉出口CO浓度小于100 mg/Nm3；
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4.2.2 原有SCR脱硝系统简介
五沙热电烟气脱硝系统采用日本三菱MHI公司的选择性催化还原法（SCR）脱
硝技术进行设计和制造，每台机组装设2台脱硝反应器，布置在省煤器之后、空预器之前的空间内（炉后）。脱硝装置按“2+1”布置，即2层运行1层备用，催化剂采用蜂窝式。系统设计SCR入口NOx浓度450 mg/Nm3，出口NOx浓度90 mg/Nm3，脱硝效率为80%。
4.2.3 脱硝系统实际运行情况简介
五沙热电烟气脱硝系统设备运行基本稳定，没有出现较大缺陷。#2机组2012
年12月份开始投入省煤器旁路调整SCR入口烟温，其投运率接近或达到100%。#1机组2013年3月份开始投入省煤器旁路调整SCR入口烟温，其投运率也接近或达到100%。两台机组SCR反应器出口NOx浓度从2011年8月开始控制在100 mg/m3以内，由于反应器内催化剂活性逐年下降，从去年下半年开始SCR脱硝反应后氨的逃逸率有所增加。2013年3月份对#1机组SCR反应器B侧第一层催化剂进行了再生处理。近两年来，#1、#2锅炉SCR反应器进口的月平均NOx浓度值，如图4-1所示。
7006005004003002001000#1A#1B#2A#2BSCR入口NOX浓度mg/Nm3201201201202201203201204201205201206201207201208201209201210201211201212201301201302201303201304201305201306201307201308201309201310日期
图4-1 SCR反应器进口的月平均NOx浓度值
从图4-1可看出，近两年在锅炉运行期间，锅炉出口及SCR反应器进口的月平
均NOx浓度值波动相对较小，稳定在400～500 mg/Nm3之间，出口浓度较同种类机组较高。
图4-2是近两年来，#1、#2锅炉SCR反应器出口的月平均NOx浓度值变化趋势，
可以看出图4-2与图4-1趋势基本一致，有很好的对应。烟气进行SCR脱硝后，两台机组的出口浓度低于100 mg/Nm3，满足现有排放标准要求，但距50 mg/Nm3有一定的
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差距。
400350SCR出口NOX浓度mg/Nm3300250200150100500#1A#1B#2A#2B201201201202201203201204201205201206201207201208201209201210201211201212201301201302201303201304201305201306201307201308201309201310日期
图4-2 SCR反应器出口的月平均NOx浓度值
图4-3为近两年月平均系统脱硝效率变化趋势，由图中可以看出，除检修期外，
两台机组的脱硝效率可以稳定地保持在80%左右，说明现有的SCR脱硝系统具有很好的稳定性。
100.00?.00?.00%系统脱硝效率p.00`.00P.00@.000.00 .00.00%0.00%#1A#1B#2A#2B201201201202201203201204201205201206201207201208201209201210201211201212201301201302201303201304201305201306201307201308201309201310日期
图4-3近两年月平均系统脱硝效率变化趋势
4.2.4 浙江大学SCR技术储备介绍
浙江大学热能工程研究所——能源清洁利用国家重点实验室长期从事燃烧及污染物控制理论、技术及工程研究，在烟气脱硝研究领域处于全国领先地位。自1996年开始进行烟气脱硝的研究，近些年承担了多项烟气脱硝技术相关的国家级和省部级基础性研究课题，对SCR烟气脱硝机理、催化剂中毒机理、催化剂制备及成型和抗中毒配方等方面进行了深入的研究，本项目研究团队对SCR
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烟气脱硝机理、催化剂中毒机理、催化剂制备和抗中毒配方等方面进行了深入的研究，如在浙江省院士基金项目“SCR催化剂脱除烟气中氮氧化物的机理研究” 进行了SCR催化剂对促进烟气中氮氧化物脱除的机理研究，揭示了催化反应和传递耦合的基本物理现象以及催化剂内部的过程特性，在国家自然科学基金资助项目“燃煤电厂煤质变化对SCR催化剂活性影响的机理研究”（50776079）中研究了我国燃煤中各组分对催化剂的中毒机理，研究了燃用中国煤时催化剂的失活规律，然后在浙江省科技计划优先主题社会发展重大项目“大型火电厂烟气脱硝关键技术研究及工程示范” （2007C03004）中进一步研究了适合我国燃煤特性的催化剂活性配方，制备了SCR蜂窝状催化剂。目前催化剂技术研究取得重大进展，形成了具有我国自主知识产权的催化剂配方并进入了工业试验阶段。此外，还与北京巴布科克·威尔科克斯公司、浙江天地环保工程有限公司、哈尔滨锅炉厂、北京博奇电力科技有限公司等多家单位合作针对SCR烟气脱硝反应器中速度场、浓度场、温度场等多场均匀性分布进行了优化研究，集成了SCR工艺控制软件包并获得了软件著作权登记。这些都为实现国产化烟气脱硝成套实用技术的开发及产业化应用提供了较好的条件和保证。 （1）SCR相关技术储备介绍
浙江大学能源清洁利用国家重点实验室拥有220KW多种污染协同脱除试验台、SCR小型机理性实验台、整体型催化剂性能检测试验台等，用于催化反应动力学的研究以及催化剂活性、抗毒性、抗磨性等性能的检验。拥有多台用于催化反应机理、中毒机理研究的先进光谱仪、测量颗粒粒度、孔隙结构以及烟气成分在线分析等仪器，如氮吸附仪、ROSEMENT烟气分析仪、GASMET烟气分析仪、元素分析仪、扫描电镜、热重分析仪、离子色谱、热重、傅立叶变换红外光谱仪、氮吸附仪、动态数据采集系统等等，并且已经在SCR烟气净化技术方面取得了阶段性成果。此外，还建立了蜂窝状催化剂成型小试试验台和中试试验台，用于催化剂的成型实验研究，并取得了一定的研究成果。部分实验台架和仪器见下图。
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