超低排放脱硝扩容改造技术的应用

三、烟气旁路改造

在每个SCR反应器入口烟道处，增设了烟气旁路。由于改造前机组满负荷运行时，脱硝入口温度高于设计的365℃，最高达到385℃，极限工况达到390℃，省煤器入口温度555℃，锅炉在35%BMCR负荷时，脱硝装置进口处的烟温最低为270℃，省煤器入口温度430℃。

结合锅炉尾部布置空间和受热面布置形式，增加烟气旁路，抽烟口选取在后烟道转向室。改造后35%BMCR工况时，脱硝入口烟气温度达到310℃以上，采用调温挡板与隔离挡板相结合的方式设置挡板门，使进口烟温最高不超过410℃。优化流场设计，保证烟气的均匀性，同时对锅炉排烟温度基本无影响。

四、吹灰系统改造

反应器原蒸汽吹灰器采用的是HXP-5型耙式蒸汽吹灰器。反应器每层布置3台，投运2层蒸汽吹灰器。此次改造中，蒸汽吹灰装置更新改造，新吹灰器选用PSAT/D耙式吹灰器。最下层全部更换新设备，中间层吹灰器利用。同时，每层催化剂设计布置4台SCR声波吹灰器，此次改造全部修复利旧。通过声波吹灰器和蒸汽吹灰器联合作用，充分保证催化剂的流通性。

五、稀释风系统改造

脱硝原配置3台1525m3/h的氨稀释风机，出口压力6kPa，两运一备。前一次改造为3台2500 m3/h的稀释风机，但实际运行中稀释风量仍然不足。因此，本次改造更换3台稀释风机，更换后的稀释风机参数风量不低于3435 m3/h，压力不低于8kPa，并进行了稀释风管道、风量测量装置、阀门、氨空气混合器等更换，保证喷氨系统的正常运行。

六、灰斗及输灰系统

新设计中，通过重新评估烟气流场，并结合原反应器出口烟道弯头处有积灰情况，综合考虑决定在反应器出口烟道水平段处增设一排气力除灰系统。每个反应器出口烟道布置4个灰斗，2台反应器总共8个灰斗，整体设置一排气力除灰系统，直接将灰输送到电厂灰库。

新增的输灰系统采用PLC控制，并纳入现有除尘控制系统进行统一控制。根据国内多个燃煤机组电厂新建或改造工程，在SCR反应器出口烟道增设气力除灰系统是属国内脱硝改造少见。

改造后实际运行状况及减排效果

通过对2号机组脱硝扩容改造后,2017年01月05日机组点火后，脱硝系统投入运行稳定，并顺利完成了168h试运，对脱硝系统各参数进行监测，SCR入口NOX浓度设计值350mg/Nm3，实测值278.8mg/Nm3;SCR出口NOX浓度设计值45mg/Nm3，实测值39.4mg/Nm3(环保要求NOx浓度≤50mg/Nm3);NH3逃逸设计值≤3ppm，实测值0.73ppm;SCR烟气入口温度设计值385℃，实测值355.6，SCR脱硝效率≥89%，实测值≥91.43%(初装时脱硝效率不低于91.43%)。试运期间，除对O2含量进行了调整试验和性能考核外，各项指标能够达到设计要求。

对脱硝系统的扩容改造，不仅能够满足国家提出的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》中NOx排放浓度≤50mg/Nm3的环保超低排放要求，同时，也为当地的生态环境保护做出应有的贡献。

参考文献

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[4]DLT 5210.2-2009电力建设施工质量验收及评价规程[S].

[5]冯保兴.脱硫、脱硝技术在某大型燃煤电厂的应用[J].山西化工,2013,33(3):27-29.

作者简介:

宋相吉(1990)，男，助理工程师，本科，从事电力建设工程管理工作。

《电力设备》2017年第1期 四川电力建设三公司 作者：宋相吉

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