循环流化床锅炉联合脱硝技术改造工程实践

4改造过程中的问题和积累的经验

4.1设计、采购、施工及调试中的问题

①设计人员技术水平高低不一，部分设计人员第一次进行类似设计。且出于成本考虑，主设人员仅去了一次现场，土建设计人员根本没去现场，主观设计较多。直接造成后期施工的被动，很多设计直到施工到了这一步才发现问题，结果推翻重来，浪费了工程成本和延误了工期。

②设备到货较晚。因前期合同谈判事宜，部分设备迟迟不能订货，恰逢设备采购高峰期，引风机、反应器、CEMS和氨逃逸、电气设备、进口仪器仪表等设备到货较迟。工程后期积压工作较多，现场作业面过广，施工人员集中过多，给工程的安全管理和质量管理带来了极大的难度。

③施工单位的管理能力明显欠缺，尤其是本项目施工单位的管理人员，之前几乎没有接触过脱硝改造项目，过分依赖施工队长，不能在施工现场尽到施工单位管理人员应尽的管理责任，给各方的现场管理带来了非常大的压力。

④大部分施工人员的技术水平和素质较低，不能适应大型工程各项管理的要求。施工队伍中部分人员安全意识差，技术水平低，现场被业主和监理违章处罚较多，存在很多的施工质量整改，给现场安全和施工质量管理带来难度。

⑤本项目工程各作业面全部展开后，施工人员数量不足，质量也不高。因设备到货较为集中，在工程后期，积压工作较多，现场作业人员严重不足，一人身兼数职，后期夜间施工明显增加，现场安全管理难度加大。

4.2改造工程积累的经验

①在锅炉脱硝改造方案设计前进行有针对性的CFD模拟设计，为方案的合理设计提供了可靠的依据。

②同步对省煤器进行了改造，尽可能地减少炉膛烟温损失，既保证了催化剂的投运温度又提高了锅炉效率。

③对锅炉的燃烧进行了优化，不仅针对省煤器进行了改造，还对空预器、锅炉燃煤配比、一次风、二次风等各项指标进行最优化的调整。

④改造前对锅炉原有引风机进行了性能测试，在满足系统要求的前提下，使引风机的改造量降到最小。

⑤催化剂前端加装了蒸汽吹灰器，以蒸汽吹灰为主，保证催化剂在运行过程中能得到较好的清洁，防止催化剂的堵塞。

⑥预留了足够的催化剂布置空间，即使后期国家进一步提高环保排放标准，也无须进行大型改造。

⑦工程管理这一块需要更充分的综合考虑，提前选好一支高素质好技术的施工队伍是项目能够顺利实施的重要保证。

5结语

本工程是国家电力投资集团(中电投和国家核电合并组建)在新疆的全资子公司的第一个脱硝改造项目，政治意义非凡，在工程实施过程中，国家电投集团总经理、新疆分公司领导，新疆环保厅和乌鲁木齐市环保局等各级领导多次莅临项目现场考察和指导工作，在各位领导的亲切关怀下，本项目一次性通过环保验收，得到了国家电投集团公司和业主方的认可。

该热电厂2×75t循环流化床锅炉烟气脱硝项目采用了SN⁃CR+SCR联合脱硝工艺，脱硝效率可达到90%以上。按目前配煤掺烧后脱硝入口NOx浓度为800mg/Nm3左右，脱硝后最低可降低到30mg/Nm3，可以直接满足目前各大电厂正在实施改造的超低排放要求。目前该热电厂结合当地环保要求和运行经济性的最佳考虑，脱硝后NOx排放浓度一般稳定在90mg/Nm3以下，每年可以消减NOx大约为1000t。

综上所述，该电厂进行本次脱硝项目改造一步到位，且可以满足国家越来越严格的环保减排政策(可以直接满足超低排放的要求)，增加脱硝装置对NOX消减量十分显著，这对改善周边地区空气质量，提升居民生活质量，改善当地环境都很有利，环境和社会效益非常明显。

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