水电之家讯：我厂脱硝改造工程实现了项目设计最优化，将锅炉原省煤器及空预器进行优化布置，在未增加设备用地情况下腾出8米空间安装两层催化剂，中、低温管式预热器采用管内走空气，管外走烟气工艺有效防止了中、低温管式预热器运行中硫酸氢铵结垢堵塞问题。
关键词：节省工程用地 防止硫酸氢铵
引言：长兴岛电厂2台机组始建于二十世纪九十年代中期。1号、2号机组分别于1997年7月和12月投运，为凝汽式燃煤发电机组，额定容量12MW。锅炉由无锡锅炉厂制造，型号为UG-65-3.82-M4，额定工况蒸发量65t/h。上海长兴岛第二发电厂于2012年底进行了湿法脱硫及加装湿式除尘器改造，用以降低SOx、粉尘、PM2.5等污染物的排放。按照上海市环境保护局《关于印发上海市重点行业大气污染限期治理方案的通知》（沪环保总[2015]42号）要求，2015年4月电厂完成了两台燃煤锅炉进行脱硝改造。目前电厂已形成“烟气集中协同治理”模式，监测数据表明，烟囱出口的烟尘浓度低于5mg/Nm3，SO2排放浓度低于100mg/Nm3，NOx排放浓度低于100mg/Nm3。
1、我厂本次脱硝工程采用的技术路线是采用直流式煤粉浓淡分离低NOx燃烧器+SCR技术路线。
2、直流式煤粉浓淡分离低NOx燃烧器是切圆燃烧锅炉控制NOx的首选措施，它采取特定的机构将煤粉浓淡分离，在燃烧初期形成局部的煤粉浓淡偏差燃烧来控制NOx的生成。常见的直流浓淡燃烧器主要有：利用水平弯头离心力或强制机构的水平浓淡燃烧器、利用垂直弯头离心力的WR型垂直浓淡燃烧器、以及依靠惯性分离的PM型煤粉燃烧器。低NOx燃烧器的脱硝效率约为20~40%。煤中固有氮化物可快速转变成气相，通过控制燃烧的进程产生还原性媒介质与生成的NO反应化合，在火焰内完成了NO的还原。同时火焰被维持在一个高温下，使得它能够避免发生延迟燃烧。
3、脱硝工艺采用选择性催化还原法（SCR），每台炉设置一个反应器，从锅炉出来的烟气，与喷氨格栅喷入的气氨充分混合后从上部反应器进入在催化剂的催化作用下NOx与NH3进行还原反应生存N2和H2O，反应后的烟气通过空预器，换热后去除尘器。
4、相比传统脱硝烟道设计，我厂在脱硝改造中，实现了项目设计最大优化，将锅炉原省煤器及空预器进行优化布置，腾出8米空间安装两层催化剂（见图1）。
为确保锅炉尾部钢架负载不超重，将中低温预热器整体移至0米层水平烟道，为脱硝喷氨格栅、催化剂安装腾出48吨有效负载及7734mm空间。锅炉脱硝结构布置上采用将中、低温预热器合并移至0米层水平烟道，高温空预器及低温省煤器整体下移，紧凑布置，使高温省煤器与高温预热器之间空出7.5m以上的空间布置两层催化剂。因考虑防止尾部烟气中的硫酸铵和硫酸氢铵腐蚀，空预器的中低温段采用卧式布置。经调整尾部烟道标高15886mm(高温省煤器通风梁下标高)至标高9577mm(高温空预器烟道上接口处)可布置催化剂，空间约7734mm高，脱硝催化剂的布置须考虑检修空间。
5.在低负荷、全程脱硝过程中存在主要问题是催化剂运行温度达不到制造厂要求的温度。可能会产生少量的硫酸氨等铵盐，附着在后部的受热面造成设备的腐蚀。针对上述问题我厂在脱硝技术改造工程中同步对锅炉后部受热面进行改造，低温省煤器采用H型（连片鳍片）受热面。特点：气流分布均匀、受热面积大。并增加蒸汽吹灰器；中、低温预热器采用管式，管内走空气，管外走烟气布置。特点：烟气侧不易积灰、堵塞。并加装杨灰装置利用锅炉本身炉灰在较高的烟气流速中去除中、低温预热器可能沉积的少量的硫酸氨等铵盐。
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