600MW超临界燃煤机组SCR烟气脱硝工程实例.pdf

第 26 卷第 1 期上海电力学院学报Vol.26，No.12010 年 2 月JournalofShanghaiUniversityofElectricPowerFeb.2010文章编号:1006 4729(2010)01 0031 05600 MW 超临界燃煤机组 SCR 烟气脱硝工程实例收稿日期:2009 07 06作者简介:倪宏宁(1970 )，男，本科，工程师，安徽东至人.主要研究方向为大型电站工程建设和运行管理.E-mail:nhn2002 .倪宏宁1，刘岗1，郑莆燕2(1.国电铜陵发电有限公司，安徽 铜陵244153;2.上海电力学院，上海200090)摘要:介绍了国电铜陵 600 MW 超临界燃煤机组安装脱硝装置项目的前期研究、主要设计特点、系统设计、调试运行，以及投产运行后的经济情况，得出了一系列火电项目加装脱硝设施建设与运行方面的参考意见.关键词:600 MW 燃煤机组;选择性催化还原;氮氧化物;烟气脱硝中图分类号:TM611.31;TU834.6+34文献标识码:AAn Application Example of Selective Catalytic ReductionSystem in 600 MW Supercritical Coal-fired UnitsNI Hong-ning1，LIU Gang1，ZHENG Pu-yan2(1.Guodian Tongling Power Generation Co.，Ltd，Tongling244153，China;2.Shanghai University of Electric Power，Shanghai200090，China)Abstract:The flue gas denitrification device of the 600 MW supercritical coal-fired units areintroduced in terms of its preliminary research，major design features，system designing，operationaltesting，as well the econimic value after it is put into operation.Some valuable suggestions are putforward regarding equipping the coal-fired projects with denitrification device.Key words:600 MW supercritical coal-fired units;selective catalytic reduction;NOx;DeNOx研究结果表明，2005 年末我国 NOx排放量已接近 2.0 107t，其中 2/3 以上来自于燃煤，火电厂是最大排放源 1.从 2004 年开始的新一轮电力建设中，600 MW 机组逐渐成为建设的主力机组，锅炉烟气量成倍增加，势必造成 SO2和 NOx的大量排放，严重制约了国家经济和社会的可持续发展.为了环境的可持续发展，避免走先污染后治理的老路，国家环保部门逐步出台了一系列控制火电厂 NOx排放的法规、政策，对部分具备条件和环保压力较大区域所新建和改扩建的火电厂要求同步安装或实际预留烟气脱硝项目.国家电力规划设计院在对国电铜陵电厂项目可行性研究审查中和国家环保局对本工程的环保评价中都明确要求本工程 1#锅炉预留脱硝装置的安装位置，在 2#锅炉安装选择性催化还原(SCR)烟气脱硝装置，与主体工程同步建设、同步调试、同步投运.由于工程具体特点不同，国电铜陵电厂项目于 2004 年 4 月即于东方锅炉厂签订合同并及时进行锅炉设计工作，2004 年 10 月通过可行性研究审查.但锅炉的原先设计没有考虑脱硝的安装位置，更没有进行一体化设计的构架，造成国电铜陵电厂脱硝项目只相当于一个改造项目.2005 年 6 月，开始对国电铜陵电厂 600 MW超临界燃煤机组选择性催化还原烟气脱硝项目进行设计，并于 2008 年 9 月通过调试运行.它是国电集团和安徽省内第一个在火电机组上安装脱硝的项目.该脱硝项目的实施为同类型机组安装脱硝装置和已建电厂进行脱硝装置的技术改造起到了很好的示范作用，积累了宝贵的工程建设经验.1项目概况1.1电厂概况国电铜陵电厂位于安徽省铜陵市境内，由国电集团控股的新建电厂，规划总装机容量为 4 台600 MW 国产超临界凝汽式燃煤发电机组，分二期建设，一期工程装机容量为 2 台 600 MW 超临界燃煤机组.本期脱硝工程是在电厂 2#锅炉上配套安装烟气脱硝装置，1#机组预留脱硝位置，按照 2#机组的要求进行设计和基础施工.1.2主要设备及参数本工程 3 大主机分别采用东方锅炉厂、上海汽轮机厂和上海汽轮发电机厂的产品.锅炉主要设备参数如表 1 所示.表 1烟气脱硝主要设备参数锅炉型式过热器蒸发量/t h1过热器出口蒸汽压力/MPa过热器出口蒸汽温度/省煤器出口烟气量/t h1省煤器出口烟气温度/锅炉计算耗煤量/t h1超临界一次中间再热螺旋管圈直流锅炉1 91325.45712 328.5372258.6(设计煤种)288.9(校核煤种)空预器型式一年内漏风率/%引风机(未考虑脱硝系统阻力)型式及配置风量/Nm3 s1风压/Pa进口烟温/电动机功率/kW容克式6静叶可调轴流式277.45 0061242 9001.3脱硝工程概述本工程采用选择性催化还原法(SCR)脱硝装置，在 设 计 煤 种 及 校 核 煤 种、锅 炉 最 大 工 况(BMCR)，以及处理 100%烟气量条件下，脱硝效率不小于 80%.该项目采用 EPC 建设模式，由国电科技环保集团有限公司环保工程分公司负责，采用国外 FBE 公司 SCR 烟气脱硝的先进技术.2SCR 的设计2.1主要设计参数与工艺过程设计选择性催化还原烟气脱硝的主要设计参数如表 2 所示.表 2烟气脱硝的主要设计参数进口烟气参数(设计煤种)烟气量/Nm3 h1烟气 O2含量/%烟气 NOx含量/mg Nm3烟气粉尘含量/g Nm3烟气温度/1 846 935(标态、湿基、实际 O2)3.28(标态、干基、实际 O2)657(标态、干基、实际 O2)50(标态、干基、6%O2)372出口烟气参数(设计煤种)烟气 NOx含量/mg Nm3脱硝效率SO2/SO3转化率%氨逃逸率/mg kg1氨耗量/kg h1131(标态、干基、实际 O2)80%(设计煤种)13350SCR 烟气脱硝工程的主要流程见图 1 2.其主要工艺流程为:液氨槽车运来的液氨由卸料压缩机输送到液氨罐内储存，液氨罐内液氨通过氨罐自身的压力或液氨泵加压(氨罐低液位时)经管道送入水浴式蒸发器(水温一般控制在 42);液氨在水浴式蒸发器内被加热蒸发成气氨(0.6 MPa 左右)，进入气氨缓冲罐稳定其压力(0.5 MPa 左右)后经管道输送到 SCR 反应器前23上海电力学院学报2010 年的混合器，与稀释风机送来的空气混合成含氨不超过 5%的混合气体后，通入 SCR 反应器进口的整流器均流后进入反应器，在催化剂的作用下，与烟气中 NOx反应生成氮气和水.图 1SCR 主要流程由液氨储罐及气氨蒸发系统紧急排放的气氨则排入气氨稀释罐中，经水吸收后排入废水池，再经废水泵送至主厂废水处理系统进行处理.2.2总体布置设计国电铜陵电厂脱硝系统主要包括 SCR 反应器和氨区两部分.2 台 SCR 反应器采用高含尘布置，即将反应器布置在省煤器和空预器之间，如图2 所示.图 2SCR 的布置国内高含尘的 SCR 脱硝装置的布置主要有两种方式:一是和锅炉一体化设计，直接布置在空预器上，优点是布置紧凑、节省钢材，但大颗粒的灰对催化剂的磨损较为严重;二是烟气通过烟道引出进入独立布置的 SCR 反应器，再通过烟道引回空预器换热.国电铜陵电厂烟气脱硝工程的含灰尘高于校核煤种，达到 50 g/Nm3，因此如何减轻磨损、积灰和堵灰是必须首先考虑的问题.特别是对不带旁路的脱氮系统，如果不能长期稳定运行，将直接影响锅炉的正常工作和电厂的经济效益.此外，本工程脱硝设计是后于锅炉设计的，相当于改造项目.设计中将烟气脱硝装置布置在位于一次风机、送风机钢支架上方的 K7和 K8之间.这种设计需解决的问题:一是脱硝系统烟道与锅炉烟道如何接口及对锅炉受热面、钢构、荷载的影响;二是安装脱硝装置后空预器设备的改动情况;三是锅炉在安装脱硝装置后，在锅炉机组联锁、保护装置配套齐全的情况下，锅炉的防爆压力问题.经设计院计算 SCR 装置及上部钢架载荷大约为 6 000 t，我们采取增大原有的风机基础和钢构，以及脱硝上部构架与锅炉构架联合的办法，让锅炉构架承受300 t 左右的风载，从而较大地减少了构架的体积，节省了钢材.为了防止脱硝生成的硫酸氢钙对下游空预器的积灰堵塞，空预器预留原有结构空间，并将其更换成适合脱硝的搪瓷受热面;为防止在空预器低温段的积灰，再将空预器中温段和低温段合成一段，有效避免了缝隙积灰阻塞.经核算，在锅炉烟道因安装 SCR 装置增加1 000 Pa 的阻力，锅炉原有 8 000 Pa 的内爆承受力能满足要求.本工程燃烧煤种含灰量高，烟道从省煤器出来有 90的拐弯，为防止烟道磨损，在拐弯烟道下部设置脱硝灰斗，以去除大颗粒灰尘.将FBE 公司特有的涡流混合器布置在垂直上升的烟道内，有效增强了氨气和烟气的混合.2.3反应器本体设计反应器是整个脱硝系统的关键，合理的设计既可以使系统达到性能要求，又尽可能减轻对下游设备的影响.首先，本工程 SCR 反应器层数采用 2+1 的结构方式，这样既能达到工程 80%脱硝效率要求，又为以后能满足日益提高的环保要求预留了空间.其次，根据催化剂的各项性能，在对反应器的外形进行布局设计时，综合考虑了脱硝反应烟33倪宏宁，等:600 MW 超临界燃煤机组 SCR 烟气脱硝工程实例气最佳停留时间与系统压损最小化，使机组适应不同负荷和煤质工况下的抗磨、抗堵等情况，催化剂区域内流速不超过 6 m/s.再次，反应器尺寸为11.52 m 11.52 m 16.6 m，反应器设计成烟气竖直向下流动，在反应器入口将设气流均布装置，并在反应器入口及出口段将设导流板.对于反应器内部易于磨损的部位将采取必要的防磨措施.反应器内部各类加强板、支架将设计成不易积灰的型式，同时将考虑热膨胀的补偿措施.每层催化剂设置 4 只蒸汽吹灰器，利用屏过出口蒸汽，经减压至 0.8 MPa 对催化剂吹灰.2.4催化剂的选型本工程由国电龙源 EPC 与东方锅炉厂联合投标，由国电龙源 EPC 负责工程设计、施工、安装等，东方锅炉厂则负责脱硝构架、催化剂的设计、供货等.催化剂由东方锅炉厂引进 DKC 技术在成都生产.催化剂的主要参数见表 3.表 3催化剂的主要参数类型节距单体长度mm每台反应器所需催化剂体积/m3单孔数/个单体截面尺寸单孔宽度壁厚 t1壁厚 t2mm蜂窝式10.01 300 4328.515 15150 1508.511.841.43几何体表面积/m2 m3开孔率/%前端硬化长度/mm烟气流速/m s1单孔流速/m s1面积流速/m h1空间流速/l h1氨耗量/kg h1运行温度范围/34072.4254.566.38.022 726162.6287两个反应器共由 132 个催化剂模块组成，其中一般性的模块 292 个(每层 73 个)，测试模块20 个(每层 5 个).每年至少测试一次来检查催化剂的潜在活性.本催化剂是以 TiO2为基体，与WO3和 V2O5混合压制而成.2.5脱硝 DCS 设计简介本工程脱硝系统采用集中监控方式，脱硝控制系统采用与机组 DCS 一体化配置的本地控制站(SCR 反应装置)和远程 I/O 控制站(公用制氨系统)共同完成数据采集、程序控制和调节控制功能.在主机组控制室内，通过机组 DCS 操作员站可完成对整个脱硝系统(包括 SCR 反应装置和就地公用制氨系统)的启/停控制、正常运行的监视和调整，以及事故工况的处理和故障诊断，而无需现场人员的操作配合.脱硝 SCR 反应器区 DCS 控制站布置在电厂主厂房电子设备间内.脱硝公用制氨区设有热控电子设备间，位于脱硫废水处理车间6 m 层，面积约为 24 m2，布置有公用制氨系统 DCS 远程 I/O控制站、公用制氨仪表，以及气动执行机构电源柜等.本脱硝系统 DCS 采用与主机组 DCS 完全一致的、由上海自动化仪表股份有限公司负责的集成、设计和供货的控制硬件和软件.控制系统使用Max1000+Plus.3系统安全液氨车间设置于脱硝岛南面、煤场北部，该区域长约 50 m，宽约 30 m，布置 1#和 2#机组公用脱硝制氨车间.液氨车间上方有遮阳棚防太阳辐射，遮阳棚采用门式钢架结构，通过排气孔自然通风，可防止顶部氨气的聚集.车间占地 490 m2，车间东侧为卸车专用场地.由于采用 99%的液氨，与空气混合会发生爆炸(体积比 15%28%)，属于乙类危险品，建筑物耐火等级为二级.本工程的氨罐容器为 130 m3，属于重大危险源.因此，安全设计主要考虑氨区安全.氨区设备露天布置加盖雨棚，以利于防火、防爆.设置氨气泄漏检测设备及火灾报警探头;设置水喷淋系统.区域按功能分区集中布置，分贮罐区，蒸发区.采用敞开式布置，各区域之间符合防火距离的要求.在氨区设置氨气检漏仪 4 台，分别布置在液氨区及氨气稀释区域，如泄露氨气含量检测大于 25 mg/kg，则消防喷淋装置启动，并根据介质要求对系统所有设备、管道、管件均应按密封性和对氨的防腐蚀性进行选型，防止因泄露造成爆炸等事故.在布置制氨车间时，在车间周边设置环形消防车道以保证畅通，以及与其他装置间的防火间距，在下风向尽量减少构建人员活动的43上海电力学院学报2010 年建筑物.氨区实行无人值班，脱硝监视，并纳入主机 DCS 控制，但在卸氨时采用人员则就地操作.氨区属于重大危险源，需经过省级安全部门的审查.首先，本工程委托安徽省安全生产研究院编制了国电铜陵发电有限公司一期工程(2 600 MW 机组)安全预评价补充(脱硝系统)报告，再向安徽省劳动保护科学技术学会报送“评审请示”，并于2007 年1 月完成了安全评审.评审通过后还需向安徽省安全生产监督管理局报送“备案请示”，得到安徽省安全生产监督管理局的批复后，工程才被允许建设.4运行调试本工程由国电龙源 EPC 负责系统的调试.由于工程进度原因，脱硝的调试后于主机 168 h 的试运行.在现在还没有脱硝环保电价的情况下，为减小运行时系统阻力节约厂用电，只安装了中间一层催化剂.2#机组脱销装置的调试工作开始于 2008 年12 月 2 日，整套装置也于 2009 年 3 月 11 日正式投入连续运行，至 3 月 19 日完成 168 h 试运行.其间，2#机组最大负荷为 550 MW.在连续试运行过程中，整套脱销装置可保证连续投氨运行，相关联锁保护正常，1 个自动调节因调门调节特性差未投入，其余均自动正常投入运行.由于只安装了一层催化剂，无法对合同规定的性能指标进行检测.在此种情况下我们对正常运行中供氨气量加以修改:将氨气量控制在 38 kg/h 以下，根据氨逃逸值小于 3 mg/kg 标准进行控制;最大氨气量不应超过 47 kg/h 且根据氨逃逸值小于 5 mg/kg 标准进行控制.脱硝调试主要包括液氨储存系统、液氨蒸发系统、稀释排放系统、氮气置换系统、氨稀释喷射系统和烟气取样系统等的调试.整套设备启动试运行步骤分两个阶段进行:第一阶段试运行内容是烟气系统热态调试和系统优化，分为脱硝装置启动、通烟、带负荷;第二阶段试运行内容是保证各设备、系统运行稳定，运行参数达到设计要求，即稳定负荷进行 168 h 试运行.SCR 整套启动方式分为冷态启动和温态启动两种.冷态启动，锅炉长期停运后，锅炉和脱硝反应器处于常温状态，这种启动方式称为冷态启动.在冷态启动过程中，反应器温度小于 150 时，SCR 的温升速度应为5 /min;锅炉温态启动时，反应器温度大于 150，SCR 的温升速度控制小于50 /min.SCR 紧急停用联锁保护基本都是针对防止氨气与空气混合爆炸和保护催化剂考虑的，反应区相关联锁保护动作，联合关闭反应器氨气入口关断门，切断氨气来源.2#锅炉在脱硝喷氨调试后，利用停炉期间对反应器内部进行检查，发现催化剂比较干净，催化剂表面灰尘清除效果好，空预器受热面也比较干净.在安装一层催化剂的前提下，整个反应器压差在 400 600 Pa，按合同规定的两层催化剂总压降低于 250 Pa 推算，如果安装预定催化剂，能满足设计压差要求.5运行经济分析运行成本分析主要考虑催化剂的消耗、液氨的消耗，以及设备的折旧、引风机电耗的增加和脱硝系统的电耗等因素.引风机的主要运行参数见表4.按年运行5 500 h，投运8 000 h 考虑，SCR 运行经济指标可按表 5 3-5进行估算.表 4引风机运行主要参数负荷率运行小时数/h阻力/Pa效率/%电耗增加量/kWh h1年增加电耗量/kWh100%负荷3 5001 00085.5600.00210 00075%负荷1 00060065.035.5435 54050%负荷2 50040040.025.6564 125表 5SCR 运行经济指标分析/万元负荷率引风机年增加电费其他电耗费用液氨年费用100%负荷73.520.9301.075%负荷12.520.964.550%负荷22.520.9107.5负荷率催化剂折旧 设备维护费用 人员工资总费用100%负荷75%负荷50%负荷690(按年平均折算)80(按年平均估算)36(按 8 人估算)1 554(按年累计)注:表中的电价为 0.38 元/kWh;液氨为 3 000 元/t;催化剂折旧以 2.4 104h 运行寿命估算.通过以上成本分析，说明脱硝运行成本较大，在现今煤价高企，电力企业大面积亏损的情况下，应尽快实行脱硝电价.6结论(1)SCR 脱硝系统的设计应与锅炉主体设备(下转第 40 页)53倪宏宁，等:600 MW 超临界燃煤机组 SCR 烟气脱硝工程实例5结论(1)利用 TI 新一代面向电机控制的高集成度 TMS320F240 数字信号处理器的内部资源，如A/D，PWM，定时器，捕获单元等，并采用新型的功率控制模块(IPM)，使系统结构紧凑，可靠性高，大大减小了控制器的体积和重量;(2)给出了具体的抗干扰措施，使得系统控制频率较高、电机运行噪音小、性能稳定.另外，模块化的程序易于扩充，方便与其他先进控制方法相结合.参考文献:1 王晓明，王玲.电动机的 DSP 控制 M.北京:北京航空航天大学出版社，2004:266-276.2 严友钧，朱光宇.DSP 应用技术教程 M.北京:中国电力出版社，2002:1-279.3 李俊卿，李和明.开关磁阻电机发展综述J.华北电力大学学报，2009，29(1):1-5.4 韩君，张淑芳，欧阳一鸣.基于 TMS320F2407 芯片的开关磁阻电机调速系统设计 J.DSP 开发与应用，2009，25(7):357-361.5 王宏华，许华.开关型磁阻电动机调速系统的发展及现状 J.电气传动，2001，(5):3-7.6 陈昊，谢桂林，张超.开关磁阻电机功率变换器主电路研究 J.电力电子技术，2000，(3):22-25.7 迟岩，谢瑜，罗炳莲.基于 DSP 的开关磁阻电机速度控制器的设计研究 J.福州大学学报，2006，(3):檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿檿357-361.(上接第 35 页)的结构、接口和基础设施，以及各种工况运行对脱硝系统的影响作综合考虑，做到优化设计，节约投资成本.(2)SCR 脱硝系统核心部件设计，包括反应器系统的合理规划和催化剂的正确选型，是系统达到设计性能值的关键.(3)脱硝系统安全设计和配置是整个脱硝系统设计、施工和运行过程都必须考虑的，政府对脱硝安全监管方面的规范还有待进一步完善.(4)脱硝运行成本是业主必须考虑的问题，尽早制定合理的脱硝电价是推动脱硝工程发展和正常运行的必要条件.参考文献:1 国家环境保护总局.全国酸雨和二氧化硫污染防治规划 S.北京:中国标准出版社，2005:12-13.2 钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例 M.北京:化学工业出版社，2002:137-139.3 孙悦，赵敏.装设 SCR 脱硝装置对锅炉岛设计的影响及对预留方案的建议 J.中国电力，2005，(3):85-88.4 李峰，王立.SCR 烟气脱硝自动控制系统及其在国华三河电厂的应用 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