电厂烟气脱硝工艺浅析

钱泾东

(中国瑞林工程技术有限公司,江西南昌330031)

电厂烟气脱硝工艺浅析

钱泾东

(中国瑞林工程技术有限公司,江西南昌330031)

介绍了电厂烟气脱硝技术的概况,对选择性催化还原法烟气脱硝(SCR法)和选择性非催化还原法烟气脱硝(SNCR法)进行了评述和技术性比较，并通过分析国安电厂SCR调试、投运过程中遇到的问题和解决对策，进一步探讨了两种方法的优缺点。

火电厂；烟气脱硝；SCR法；SNCR法；脱硝效率；氨逃逸率

随着 《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》、《火电厂大气污染物排放标准》最新版的发布,火力发电厂烟气脱硝工程正式起步,并朝着标准化、规范化发展。根据淮北国安电力有限公司一期2×320 MW机组烟气脱硝改造工程的实践,对SCR和SNCR两种脱硝方法进行比较,以便对这两种烟气脱硝技术的缺陷进行分析与改进。

国安电厂2台机组的SCR系统入口NOX浓度为550 mg/Nm3,业主要求:第一次性能考核试验时最大脱硝效率不低于83.2%,NOX排放浓度不超过100 mg/Nm3；在催化剂化学寿命周期16 000 h满之前,最大脱硝效率不低于82.5%；在催化剂化学寿命周期24 000 h满之前,脱硝效率不低于81.8%,NOX排放浓度不超过100 mg/Nm3。为此,国安电厂需选择合适的脱硝方法来达到此项指标。

1 电厂烟气脱硝方法介绍

1.1 选择性催化还原法烟气脱硝(SCR法)

1.1.1 SCR法化学原理

选择性催化还原法烟气脱硝(SCR法)的化学原理主要为：氮氧化物随锅炉的原烟气进入SCR烟气反应系统中[1],首先在反应器入口前的烟道部分处,同喷氨系统的氨气均匀混合,然后进入SCR反应器本体内,在催化剂(主要成分为氧化钛、五氧化二钒)的作用下,氮氧化物与氨气被还原成氮气和水,之后随着净烟道进入空气预热器[2],如图1所示。

图1 SCR法烟气脱硝化学原理

除上述反应外,在脱硝系统装置中另外还会发生其它的一些化学反应,如氧化反应式1、式2、硫酸盐反应式3、式4[3]。

1.1.2 SCR法工艺流程

图2为SCR法烟气脱硝工艺的基本流程,脱硝烟气引自锅炉的省煤器出口,氨气脱硝后的净烟气进入锅炉的空预器。脱硝剂采用氨气,氨气经过稀释后,通入反应器前的烟道与烟气混合,然后在反应器内通过催化剂完成反应。

图2 SCR法烟气脱硝工艺流程

1.1.3 SCR法工艺系统说明

1)烟道。脱硝烟道的入口设置灰斗,并在适当位置设置人孔门和清灰孔,用来维修、检查以及清除积灰。另外,人孔门同烟道壁分开保温,以便于开启。根据烟气流动模型研究结果要求,一般在切角急转弯头处或变截面收缩急转弯头处及其他变径或认为需要的地方,设置采用耐磨材质制作而成的导流板。为了达到与烟道连接设备的受力在一定的允许范围内,尤其考虑整个烟道的热膨胀情况,热膨胀可采用非金属膨胀器进行补偿。

2)反应器。反应器内部各类横向的加强板、支架、密封、钢架等全部采用方型或者长方型(内空)钢梁,同时考虑热膨胀的补偿措施。催化剂支撑钢梁采用长方型(内空)钢梁,且在钢梁侧面设置催化剂安装液压小车的运行轨道,并提供相配套的液压升降小车。反应器设置足够大小和数量的人孔门,并设半伸缩耙式蒸汽吹灰器(备用层预留接口)。每台锅炉脱硝装置设有4套独立的NOX/O2烟气分析系统,2套独立的NH3分析系统。

3)催化剂。作为SCR法整个脱硝系统最核心的设备,催化剂直接影响脱硝效率、运行寿命等诸多因素。催化剂的基本要求见表1,以供参考。

表1 催化剂的基本要求

4)氨/空气混合系统。氨气在空气中的体积浓度达到15%～26%时,会形成可燃爆炸性混合物(II类)。为了使进入烟道内的氨气与空气混合物绝对的安全,除了要控制氨/空气混合器内氨气的浓度远低于爆炸下限外,还要保证氨气在氨/空气混合器内的分布均匀。每台锅炉装有2台稀释风机(一运一备),将喷入反应器入口前烟道的氨稀释为5%左右氨气混合气体[4]。

5)氨/烟气混合系统。为保证氨气与空气混合物喷进烟道后,在比较短的距离之内使烟气中的氨气与氮氧化物充分混合,即反应器最顶层催化剂上部烟气中的氨气与氮氧化物分布均匀,并且能够最大限度地适应电厂锅炉的燃烧负荷变化,每台锅炉烟气脱硝反应器设置一套完整的氨喷射及静态混合系统。氨气喷射采用AIG格栅式,它的每根分布管上都设有压缩空气管道,当注入格栅喷嘴发生堵塞时可进行吹扫。喷氨装置具备横向和纵向的分区调节功能,为每一个区域的支管设手动调节蝶阀,并配置流量测量装置。

1.2 选择性非催化还原法烟气脱硝(SNCR法)

1.2.1 化学原理

选择性非催化还原法烟气脱硝(SNCR法)是利用机械喷枪将含有氨的还原剂(如氨气、氨水、尿素)溶液雾化成为液滴后喷入电厂的锅炉炉膛当中,经过热解后分解成气氨,在锅炉的对流换热区(850~ 1 100℃)和没有催化剂的条件下,氨气与NOX进行选择性非催化还原反应,将NOX还原成为N2和H2O。喷入锅炉炉膛的气态NH3同时参与还原和氧化两个相反的反应：当温度超过1 100℃时,NH3被氧化成NOX,其中氧化反应为主要反应；当温度低于1 100℃时,NH3与NOX以还原反应为主,但反应速率会降低。

1.2.1 SNCR法工艺流程(以尿素作还原剂)

袋装的尿素先在尿素溶解罐中加热溶解,然后由尿素溶液输送泵输送至尿素溶液储罐内,以供炉内脱硝使用。尿素溶液储罐存放5~7 d脱硝所需要的尿素量。SNCR脱硝时,尿素溶液泵将40%~60%的尿素溶液输送至混合器,在静态混合器中和除盐水混合,稀释成约10%的尿素溶液,在尿素溶液泵的压头作用下,注入喷枪,通过机械雾化,以雾状喷入到锅炉炉膛中温度为850～1 100℃范围的区域内,与锅炉原烟气中的氮氧化物发生氧化反应,达到脱硝的目的。喷枪的外层注入雾化风,可将机械雾化后的尿素溶液进一步雾化,另外又起到保护喷枪不受磨损和冷却喷枪的效果。图3为SNCR法烟气脱硝工艺基本流程图(以尿素作还原剂为例),尿素溶液经过计量分配后雾化成液滴喷入炉膛。

图3 SNCR法脱硝烟气工艺流程

2 两种烟气脱硝技术比较

2.1 SCR法烟气脱硝技术特点

SCR法烟气脱硝技术特点:1)采用尿素、氨水和液氨3种还原剂,选择性多。2)布置方式根据温度和含尘量有高温高含尘布置(省煤器后空预器前)、中温低含尘布置(除尘器后烟囱前)和低温低含尘布置(脱硫后烟囱前)。3)工作温度低,范围为220～450℃。4)脱硝效率可高达80%以上。5)反应产物是氮气和水,没有二次污染。6)二氧化硫的氧化率＜1%。7)氨气逃逸率＜3×10-6,没有二次污染[5]。

2.2 SNCR法烟气脱硝技术特点

相对于SCR法而言,SNCR的脱硝效率比较低。不过相应的由于SNCR的投资和运行成本比较低,所以此法适合自备热电厂的锅炉使用。SNCR法烟气脱硝技术特点如下：1)可控制氮氧化物排放量降低25%~55%,脱硝效率随着锅炉机组容量的增加而下降。2)还原剂需要稀释到＜10%再喷入炉膛,而热解过程蒸发雾化液滴需要吸收一定的热量,这会造成锅炉的效率降低约0.15%~0.35%。3)被雾化的还原剂液滴在＞1 050℃时分解,一部分被氧化成了NOX,增加了NOX的原始浓度,从而致使还原剂的利用率比较低。4)不会增加烟气的阻力,也不会产生新的SO3,氨逃逸浓度可控制在10 μL/L之内(SCR是3 μL/L)。5)SNCR法技术不需要对循环流化床锅炉的结构进行改动,仅需在合适的位置上面开孔即可,也不需要改变锅炉的运行方式,对锅炉的运行参数不会有显著影响。6）整个系统简单、施工周期短。SNCR法最主要的系统是脱硝剂的储存系统和喷射系统,主要设备包括储罐、泵、喷枪及其管路、测控设备等。由于设备相对简单,工程的安装周期比较短[6]。

3 国安电厂SCR设计应用实例

经过比较，为保证国安电厂脱硝的高效率，最终选择采用选择性催化还原法烟气脱硝(SCR法)进行设计。

3.1 设计调试中出现的问题

1)SCR投运后,其反应生成氮气和水气,对锅炉烟气量而言,属微量反应。因此烟气成分参数变化不大。反应器及烟道有适当保温,因此至空气预热器处的烟气温度微下降约2～3℃。

2)安装烟气脱硝装置使锅炉尾部的烟道增加,使从锅炉炉膛的烟道到空气预热器入口的烟道增加。同时，由于反应器及其烟道安装在温度比较低的锅炉厂房外,因此使烟气的散热损失略有增加。

3）烟气散热损失增加从而导致锅炉煤耗的增加。

4）烟气脱硝工程基本都是改造工程,在设计过程当中除了需要考虑设计合理外,也需要考虑施工和安装的方便。

3.2 工程中遇到问题的处理对策

1)为了防止烟气中的飞灰堵塞催化剂通道,在每层催化剂之前设置吹灰器,可将沉积于入口处的飞灰吹除。在省煤器之后脱硝装置烟道设有灰斗,当锅炉低负荷运行或检修吹灰时,收集烟道中的飞灰,始终保持烟道中的清洁状态。

2)反应器钢架设置双侧楼梯,便于逃生。

3)反应器内的内撑杆和梁的挡灰密封板都做成了完全密封状态,需要在背风面开通气小孔,以防随着反应器温度升高而爆裂。

4)锅炉是采用燃油点火,未完全燃烧的油会附着在催化剂表面,降低脱硝效率,建议业主尽可能缩短点火时间。

5)从锅炉处接出的蒸汽吹灰管道上,在气动关断阀之前接一个调节阀。吹灰器间断性地开启和关断,会造成蒸汽管道水击事故,调节阀缓慢开启可以减小或避免水击事故的发生。

3.3 运行效果

工程实际运行指标为出口NOX含量90.2 mg/m3、脱硝效率83.6%、氨逃逸率0.9×10-6,满足技术协议中要求的出口NOX含量100 mg/m3、脱硝效率81.8%、氨逃逸率＜3×10-6的性能指标。

4 总结

本文通过比较分析两种脱硝方法,阐述了各自的侧重和不足之处。其中,SCR烟气脱硝技术在国际上已发展成熟,并成功地应用到大型燃煤电厂锅炉,但在国内才刚刚起步。同时，SCR系统的投资过大,限制了该技术在国内的普及和推广。而SNCR技术由于它的投资成本低、建设周期短、脱硝效率适中等有利优势,比较适用于我国的中小型锅炉；但SNCR技术氮氧化物脱除效率不高,氨逃逸浓度比较高,所以单独使用该技术受到了些限制，对于中小型机组或老机组改造,由于其经济性能方面的优势,仍不失其吸引力。

[1] 中国环境保护产业协会.火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性催化还原法[M].北京：中国环境科学院出版社，2010.

[2] 孙克勤,钟秦.火电厂烟气脱硝技术及工程应用[M].北京.化学工业出版社，2007.

[3] 周立新.工业脱硫脱硝技术问答[M].北京：化学工业出版社，2006.

[4] 李魁.火电厂脱硝改造工程主要技术路线浅析[C]//中国环境科学学会.成都：2014中国环境科学学会学术年会论文集，2014.

[5] 王军.浅谈脱硝技术SCR[J].技术与市场，2012（9）：87.

[6] 路涛,贾双燕,李晓芸.关于烟气脱硝的SNCR工艺及其技术经济分析[J].现代电力，2004（1）：22-27.

Analysis on Flue Gas Denitrification Process of Power Plant

QIAN Jingdong
(China Nerin Engineering Co.,Ltd.,Nanchang,Jiangxi 330031,China)

The paper introduces the profile of flue gas denitrification technology of power plant,describes and compares selective catalytic reduction flue gas denitrification(SCR method)and selective non-catalytic reduction flue gas denitrification(SNCR method), by analyzing the problems and countermeasures encountered in SCR commissioning and operation period of Guoan power plant,the paper discusses the advantages and disadvantages of the two methods.

power plant;flue gas denitrification;SCR method;SNCR method;denitrification efficiency;ammonia escape rate

X773

A

1004-4345(2015)05-0045-04

2015-08-01

钱泾东（1982—），男,工程师，主要从事 发电厂脱硫和脱硝工作。