高尘段布置SCR脱硝装置对锅炉运行的影响

浙江浙能乐清发电有限责任公司 陈 俊 郑星伟 王 毅

高尘段布置SCR脱硝装置对锅炉运行的影响

浙江浙能乐清发电有限责任公司 陈 俊 郑星伟 王 毅

一、电厂脱硝的必要性

氮氧化物主要包括N2O、NO、N2O3、NO2、N2O4和N2O5。大气中以NO和NO2为主要形式存在，这二者也就是我们通常所说的NOx。NOx作为大气污染源，带来的环境问题包括形成酸雨、湖泊水系酸性化、森林破坏、能见度降低、在空气中形成细小颗粒等。另外NOx导致呼吸疾病，影响人类的健康。资料表明自然界中的NOx有63%来自工业污染的排放，是自然发生源的2倍，其中发电工业和汽车尾气各占40%，其他工业占20%，而在以煤炭为主要一次能源的中国，火力发电作为理想的煤炭消费终端，燃煤电站锅炉排放的NOx绝对占比在60%以上。控制燃煤电厂NOx排放量在维持环境可持续发展工程中占有重要地位。2011年1月14日环保部发布《火电厂大气污染物排放标准（二次意见稿）》，规定从2012年1月1日开始，要求所有新建火电机组NOx排放量控制在100mg/m3，重点地区新建火电厂必须同步建设烟气脱硝装置，2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。

二、SCR脱硝原理简介

在现有的烟气脱硝方法中，选择性催化还原（SCR）法最为成熟，也因其具有脱除效率高（可达90%）、无副产物、不形成二次污染，装置结构简单、运行可靠等优点，使用最为广泛。SCR脱硝的基本原理是氮氧化物在催化剂作用下，在一定温度条件（一般为250～450℃）时，被还原剂（一般选择用NH3）还原为无害的氮气和水。

SCR法烟气脱硝的主要反应方程式如下：

在反应过程中，NH3选择性地和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2氧化，所以反应被称为具有“选择性”。SCR脱硝装置常用的还原剂有氨水、液氨和尿素，催化剂则多采用以TiO2为载体的碱金属（V2O5、WO3、Mn2O3等）。

三、SCR脱硝装置简介

在SCR脱硝工艺中，根据反应器和电除尘的相对安装位置，可将SCR分为高粉尘布置方式、低粉尘布置方式和尾部布置方式三类。

在高尘段布置方式中，SCR反应器布置在锅炉省煤器和空气预热器之间，其烟气温度高，可以满足催化剂活性要求。缺点是烟气中的飞灰含量高，对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求较高。

在低粉尘布置方式中，SCR反应器布置在静电除尘器之后、烟气脱硫装置之前。此时烟气中的粉尘含量极小，但烟气中的SOx仍然存在，与残留的氨反应生成(NH4)2SO4、NH4HSO4，而发生堵塞的可能性仍然存在，且一旦发生堵塞，运行中较难处理。一般这种方式很少采用。

在尾部布置方式中，SCR布置在二氧化硫吸收塔之后、烟囱之前。此时烟气中的飞灰含量大幅减少，但为了提高温度以增强催化剂反应活性，需要安装蒸汽加热器和烟气换热器，将烟气加热至300～400℃，系统会变得复杂，增加了投资。

以上三种方式中，应用最为广泛的是高尘段布置方式。采用高尘段布置方式的SCR烟气流程如图1所示。

SCR脱硝系统由SCR反应器及辅助系统、氨储存及处理系统、氨注入系统等三个子系统组成。在SCR工艺中，催化剂放在SCR反应器里，还原剂液态氨在注入SCR系统烟气之前经由蒸发器蒸发汽化，汽化后的氨和稀释空气混合，通过喷氨格栅喷入SCR反应器上游的烟气中。充分混合后的还原剂和烟气在SCR反应器中反应，去除NOx。SCR反应器采用分层的方式布置催化剂。通常先将催化剂制成板状或蜂窝状的催化剂元件，然后结合成组块，最后构成反应器的催化剂层。反应器内催化剂的层数取决于所需催化剂反应表面积，对于工作在高尘环境中的催化反应器，典型的布置方式是采用2＋1层催化剂，最上层催化剂的上面还要设一层无催化剂的整流层，以保证烟气进入催化剂层的气流均匀。通常，还要在第二层催化剂下面预留一备用空间，以便在上面的某一催化剂层失效时，增加第三层催化剂层。催化剂的最佳工作温度约在300~400℃ 的范围内，NOx的脱除效率可达90%以上。高尘段布置SCR脱硝反应器内部结构如图2所示。

四、高尘段布置SCR脱硝装置对锅炉运行的影响

高尘段布置SCR脱硝装置是当下电厂中采用最为广泛的烟气脱硝方式，脱硝装置的增设，在满足锅炉排烟环保性要求的同时，也会对锅炉的安全运行和经济运行产生一定程度的负面影响，分析这些负面影响，提出改善措施，对保证锅炉稳定经济运行有着十分积极的意义。

1. 对锅炉尾部烟道积灰的影响。SCR脱硝装置投运时，向烟道内喷射的氨气（NH3）不可能实时与NOx完全发生反应，或多或少总有部分部分氨气会在未与NOx发生反应的情况下离开反应器，进入空预器（称为氨的逃逸率）。逃逸的氨气在一定的温度下，会与烟气中的SO3和H2O反应生成硫酸氨和硫酸氢氨。在空预器区域，SO2的浓度远大于SO3的浓度，反应生成物基本上都是硫酸氢氨（NH4HSO4），硫酸氢氨在150～200℃范围内会发生沉积，形成一种很黏稠的物质，易造成空预器的积灰（硫酸氢氨型积灰）。

锅炉燃煤中的硫分在燃烧后产生SO2和SO3气体，SO3气体与水蒸气结合生成硫酸蒸气，其凝结露点温度高达120℃以上，当空气预热器管壁温度低于所生成的硫酸露点时，硫酸就在管壁上凝结，产生凝结酸液，凝结酸液腐蚀金属并黏结飞灰，同时酸又与灰中的Fe、Na和Ca起反应，易造成空预器积灰（结露型积灰）。一般情况下，燃料燃烧产物中SO3占比很小（不到1%），但高尘段布置SCR脱硝装置的催化剂层位于空预器前的烟道中，催化剂的氧化作用会将烟气中的部分SO2氧化成SO3（称之为SO2/SO3转化率），从而加剧了空预器结露型积灰。

空预器积灰到一定程度会造成空预器堵灰，在实际运行中，如果烟气侧堵灰会影响空预器换热元件的传热效率，增大排烟热损失，降低炉效；空预器堵灰还会引起尾部烟道流动阻力增大，使管道特性曲线变陡，引风机流量不稳定工作区域上移，影响锅炉安全稳定运行。

2. 对锅炉效率的影响。如上所述，SCR脱硝会加大空预器积灰的倾向性，若积灰不能及时处理会使锅炉排烟温度升高，增大排烟热损失；高尘段布置SCR脱硝装置的反应器面积大，连接烟道较长，增大锅炉散热损失；SCR脱硝反应器布置在空预器前的烟道中，管道沿程阻力增大，空预器出入口负压增加较多，使空预器漏风率增加，影响炉效。

3. 对引风机的影响。SCR反应器及其连接烟道布置于空预器上游烟道中，使烟气侧阻力增加，增加的阻力包括烟道沿程阻力、局部阻力和催化剂本身的阻力（对于布置三层催化剂层的SCR反应器，整个反应器的流通压降约在1kPa左右），为维持炉膛负压，引风机的功耗势必增加。同时因管道特性发生变化，对应负荷下引风机的工作点也发生变化，低负荷时引风机可能出现的不稳定工作区可能上移。对于某些引风机功率裕量不大的在役机组，若进行SCR脱硝改造还须对引风机进行改造或更换。

五、结论

高尘段布置SCR脱硝装置，因其所处烟气段温度为催化剂活性温度范围内，无需增设专门的烟气加热装置，结构相对简单，便于维护，同时脱硝效率高，运行可靠性有一定保证，能较好地满足电厂排烟的环保性要求，而被广泛应用于现代火电厂。但SCR脱硝装置的装设亦会给锅炉运行产生负面影响，其中最为突出的是尾部烟道积灰问题。从原理上看，控制氨气逃逸率和SO2/SO3的转化率是抑制SCR所引起的积灰最有效的途径，但我们也应认识到，氨气逃逸率和SO2/SO3的转化率是SCR脱硝装置带来的固有问题，不能完全消除。运行维护人员只能通过调配入炉煤种、调整喷氨气量等手段尽量控制氨气逃逸率和SO2/SO3的转化率，并及时对积灰采取清除手段，力保在锅炉正常运行周期内控制尾部烟道积灰在可允许范围内。对于装设SCR反应器致使的锅炉散热损失增加问题，可以通过合理减少烟道长度，紧凑布置相关设备来加以控制；空预器漏风、引风机运行等问题，则可以通过选用空预器漏风控制系统（LCS）和合适的引风机型号来解决。