【案例】内江发电厂高坝电厂循环流化床锅炉脱硝系统改造技术

(四)风险分析

1 由于电厂燃煤煤种复杂，运行调整有较大困难，对NOx的达标排放存在一定的不确定因素。

2 方案设想采用的烟气量为设计煤种烟气量，并做适当调整，没有实测各种煤质情况下100%负荷时的烟气量，计算上可能存在偏差。

3  方案设想采用的NOx原始浓度为锅炉设计控制浓度的折算值，并做适当调整，没有实测各种煤质情况下100%负荷时的NOx原始浓度，计算上可能存在偏差。

4 由于煤种变化，SO2的排放也将制约机组带负荷能力，经济分析中没有考虑，机组负荷可能受到SO2排放的制约。

5  尿素溶液浓度10%、20%的结晶温度为0℃。为减少投资费用，方案设计未考虑伴热装置，在极端气候条件下，可能会出现尿素溶液的结晶，对运行产生影响。

结论

目前，循环流化床锅炉虽然采用低温燃烧、分级燃烧技术等，有效的降低了烟气中NOx的排放，但是仍然不能满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)提出的要求。烟气中NOx的排放已经严重制约机组带负荷能力，国内部分循环流化床锅炉已经实施了脱硝系统的改造，但是投资大，工期长，投资回报周期长。

内江发电厂高坝电厂CFB锅炉，通过简易的脱硝试验验证了脱硝改造的技术可能性。本文借鉴部分电厂成功改造经验，结合电厂实施的简易脱硝试验，利用目前现有设施，综合分析诸方面因素，论证了以小投资，短工期、高收益实现循环流化床锅炉脱硝系统改造的可行性。

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