電廠煙氣脫硝工藝淺析

錢涇東

(中國瑞林工程技術有限公司,江西南昌330031)

電廠煙氣脫硝工藝淺析

錢涇東

(中國瑞林工程技術有限公司,江西南昌330031)

介紹了電廠煙氣脫硝技術的概況,對選擇性催化還原法煙氣脫硝(SCR法)和選擇性非催化還原法煙氣脫硝(SNCR法)進行了評述和技術性比較，并通過分析國安電廠SCR調試、投運過程中遇到的問題和解決對策，進一步探討了兩種方法的優缺點。

火電廠；煙氣脫硝；SCR法；SNCR法；脫硝效率；氨逃逸率

隨著 《火電廠煙氣脫硝工程技術規范選擇性催化還原法》、《火電廠大氣污染物排放標準》最新版的發布,火力發電廠煙氣脫硝工程正式起步,并朝著標準化、規范化發展。根據淮北國安電力有限公司一期2×320 MW機組煙氣脫硝改造工程的實踐,對SCR和SNCR兩種脫硝方法進行比較,以便對這兩種煙氣脫硝技術的缺陷進行分析與改進。

國安電廠2臺機組的SCR系統入口NOX濃度為550 mg/Nm3,業主要求:第一次性能考核試驗時最大脫硝效率不低于83.2%,NOX排放濃度不超過100 mg/Nm3；在催化劑化學壽命周期16 000 h滿之前,最大脫硝效率不低于82.5%；在催化劑化學壽命周期24 000 h滿之前,脫硝效率不低于81.8%,NOX排放濃度不超過100 mg/Nm3。為此,國安電廠需選擇合適的脫硝方法來達到此項指標。

1 電廠煙氣脫硝方法介紹

1.1 選擇性催化還原法煙氣脫硝(SCR法)

1.1.1 SCR法化學原理

選擇性催化還原法煙氣脫硝(SCR法)的化學原理主要為：氮氧化物隨鍋爐的原煙氣進入SCR煙氣反應系統中[1],首先在反應器入口前的煙道部分處,同噴氨系統的氨氣均勻混合,然后進入SCR反應器本體內,在催化劑(主要成分為氧化鈦、五氧化二釩)的作用下,氮氧化物與氨氣被還原成氮氣和水,之后隨著凈煙道進入空氣預熱器[2],如圖1所示。

圖1 SCR法煙氣脫硝化學原理

除上述反應外,在脫硝系統裝置中另外還會發生其它的一些化學反應,如氧化反應式1、式2、硫酸鹽反應式3、式4[3]。

1.1.2 SCR法工藝流程

圖2為SCR法煙氣脫硝工藝的基本流程,脫硝煙氣引自鍋爐的省煤器出口,氨氣脫硝后的凈煙氣進入鍋爐的空預器。脫硝劑采用氨氣,氨氣經過稀釋后,通入反應器前的煙道與煙氣混合,然后在反應器內通過催化劑完成反應。

圖2 SCR法煙氣脫硝工藝流程

1.1.3 SCR法工藝系統說明

1)煙道。脫硝煙道的入口設置灰斗,并在適當位置設置人孔門和清灰孔,用來維修、檢查以及清除積灰。另外,人孔門同煙道壁分開保溫,以便于開啟。根據煙氣流動模型研究結果要求,一般在切角急轉彎頭處或變截面收縮急轉彎頭處及其他變徑或認為需要的地方,設置采用耐磨材質制作而成的導流板。為了達到與煙道連接設備的受力在一定的允許范圍內,尤其考慮整個煙道的熱膨脹情況,熱膨脹可采用非金屬膨脹器進行補償。

2)反應器。反應器內部各類橫向的加強板、支架、密封、鋼架等全部采用方型或者長方型(內空)鋼梁,同時考慮熱膨脹的補償措施。催化劑支撐鋼梁采用長方型(內空)鋼梁,且在鋼梁側面設置催化劑安裝液壓小車的運行軌道,并提供相配套的液壓升降小車。反應器設置足夠大小和數量的人孔門,并設半伸縮耙式蒸汽吹灰器(備用層預留接口)。每臺鍋爐脫硝裝置設有4套獨立的NOX/O2煙氣分析系統,2套獨立的NH3分析系統。

3)催化劑。作為SCR法整個脫硝系統最核心的設備,催化劑直接影響脫硝效率、運行壽命等諸多因素。催化劑的基本要求見表1,以供參考。

表1 催化劑的基本要求

4)氨/空氣混合系統。氨氣在空氣中的體積濃度達到15%～26%時,會形成可燃爆炸性混合物(II類)。為了使進入煙道內的氨氣與空氣混合物絕對的安全,除了要控制氨/空氣混合器內氨氣的濃度遠低于爆炸下限外,還要保證氨氣在氨/空氣混合器內的分布均勻。每臺鍋爐裝有2臺稀釋風機(一運一備),將噴入反應器入口前煙道的氨稀釋為5%左右氨氣混合氣體[4]。

5)氨/煙氣混合系統。為保證氨氣與空氣混合物噴進煙道后,在比較短的距離之內使煙氣中的氨氣與氮氧化物充分混合,即反應器最頂層催化劑上部煙氣中的氨氣與氮氧化物分布均勻,并且能夠最大限度地適應電廠鍋爐的燃燒負荷變化,每臺鍋爐煙氣脫硝反應器設置一套完整的氨噴射及靜態混合系統。氨氣噴射采用AIG格柵式,它的每根分布管上都設有壓縮空氣管道,當注入格柵噴嘴發生堵塞時可進行吹掃。噴氨裝置具備橫向和縱向的分區調節功能,為每一個區域的支管設手動調節蝶閥,并配置流量測量裝置。

1.2 選擇性非催化還原法煙氣脫硝(SNCR法)

1.2.1 化學原理

選擇性非催化還原法煙氣脫硝(SNCR法)是利用機械噴槍將含有氨的還原劑(如氨氣、氨水、尿素)溶液霧化成為液滴后噴入電廠的鍋爐爐膛當中,經過熱解后分解成氣氨,在鍋爐的對流換熱區(850~ 1 100℃)和沒有催化劑的條件下,氨氣與NOX進行選擇性非催化還原反應,將NOX還原成為N2和H2O。噴入鍋爐爐膛的氣態NH3同時參與還原和氧化兩個相反的反應：當溫度超過1 100℃時,NH3被氧化成NOX,其中氧化反應為主要反應；當溫度低于1 100℃時,NH3與NOX以還原反應為主,但反應速率會降低。

1.2.1 SNCR法工藝流程(以尿素作還原劑)

袋裝的尿素先在尿素溶解罐中加熱溶解,然后由尿素溶液輸送泵輸送至尿素溶液儲罐內,以供爐內脫硝使用。尿素溶液儲罐存放5~7 d脫硝所需要的尿素量。SNCR脫硝時,尿素溶液泵將40%~60%的尿素溶液輸送至混合器,在靜態混合器中和除鹽水混合,稀釋成約10%的尿素溶液,在尿素溶液泵的壓頭作用下,注入噴槍,通過機械霧化,以霧狀噴入到鍋爐爐膛中溫度為850～1 100℃范圍的區域內,與鍋爐原煙氣中的氮氧化物發生氧化反應,達到脫硝的目的。噴槍的外層注入霧化風,可將機械霧化后的尿素溶液進一步霧化,另外又起到保護噴槍不受磨損和冷卻噴槍的效果。圖3為SNCR法煙氣脫硝工藝基本流程圖(以尿素作還原劑為例),尿素溶液經過計量分配后霧化成液滴噴入爐膛。

圖3 SNCR法脫硝煙氣工藝流程

2 兩種煙氣脫硝技術比較

2.1 SCR法煙氣脫硝技術特點

SCR法煙氣脫硝技術特點:1)采用尿素、氨水和液氨3種還原劑,選擇性多。2)布置方式根據溫度和含塵量有高溫高含塵布置(省煤器后空預器前)、中溫低含塵布置(除塵器后煙囪前)和低溫低含塵布置(脫硫后煙囪前)。3)工作溫度低,范圍為220～450℃。4)脫硝效率可高達80%以上。5)反應產物是氮氣和水,沒有二次污染。6)二氧化硫的氧化率＜1%。7)氨氣逃逸率＜3×10-6,沒有二次污染[5]。

2.2 SNCR法煙氣脫硝技術特點

相對于SCR法而言,SNCR的脫硝效率比較低。不過相應的由于SNCR的投資和運行成本比較低,所以此法適合自備熱電廠的鍋爐使用。SNCR法煙氣脫硝技術特點如下：1)可控制氮氧化物排放量降低25%~55%,脫硝效率隨著鍋爐機組容量的增加而下降。2)還原劑需要稀釋到＜10%再噴入爐膛,而熱解過程蒸發霧化液滴需要吸收一定的熱量,這會造成鍋爐的效率降低約0.15%~0.35%。3)被霧化的還原劑液滴在＞1 050℃時分解,一部分被氧化成了NOX,增加了NOX的原始濃度,從而致使還原劑的利用率比較低。4)不會增加煙氣的阻力,也不會產生新的SO3,氨逃逸濃度可控制在10 μL/L之內(SCR是3 μL/L)。5)SNCR法技術不需要對循環流化床鍋爐的結構進行改動,僅需在合適的位置上面開孔即可,也不需要改變鍋爐的運行方式,對鍋爐的運行參數不會有顯著影響。6）整個系統簡單、施工周期短。SNCR法最主要的系統是脫硝劑的儲存系統和噴射系統,主要設備包括儲罐、泵、噴槍及其管路、測控設備等。由于設備相對簡單,工程的安裝周期比較短[6]。

3 國安電廠SCR設計應用實例

經過比較，為保證國安電廠脫硝的高效率，最終選擇采用選擇性催化還原法煙氣脫硝(SCR法)進行設計。

3.1 設計調試中出現的問題

1)SCR投運后,其反應生成氮氣和水氣,對鍋爐煙氣量而言,屬微量反應。因此煙氣成分參數變化不大。反應器及煙道有適當保溫,因此至空氣預熱器處的煙氣溫度微下降約2～3℃。

2)安裝煙氣脫硝裝置使鍋爐尾部的煙道增加,使從鍋爐爐膛的煙道到空氣預熱器入口的煙道增加。同時，由于反應器及其煙道安裝在溫度比較低的鍋爐廠房外,因此使煙氣的散熱損失略有增加。

3）煙氣散熱損失增加從而導致鍋爐煤耗的增加。

4）煙氣脫硝工程基本都是改造工程,在設計過程當中除了需要考慮設計合理外,也需要考慮施工和安裝的方便。

3.2 工程中遇到問題的處理對策

1)為了防止煙氣中的飛灰堵塞催化劑通道,在每層催化劑之前設置吹灰器,可將沉積于入口處的飛灰吹除。在省煤器之后脫硝裝置煙道設有灰斗,當鍋爐低負荷運行或檢修吹灰時,收集煙道中的飛灰,始終保持煙道中的清潔狀態。

2)反應器鋼架設置雙側樓梯,便于逃生。

3)反應器內的內撐桿和梁的擋灰密封板都做成了完全密封狀態,需要在背風面開通氣小孔,以防隨著反應器溫度升高而爆裂。

4)鍋爐是采用燃油點火,未完全燃燒的油會附著在催化劑表面,降低脫硝效率,建議業主盡可能縮短點火時間。

5)從鍋爐處接出的蒸汽吹灰管道上,在氣動關斷閥之前接一個調節閥。吹灰器間斷性地開啟和關斷,會造成蒸汽管道水擊事故,調節閥緩慢開啟可以減小或避免水擊事故的發生。

3.3 運行效果

工程實際運行指標為出口NOX含量90.2 mg/m3、脫硝效率83.6%、氨逃逸率0.9×10-6,滿足技術協議中要求的出口NOX含量100 mg/m3、脫硝效率81.8%、氨逃逸率＜3×10-6的性能指標。

4 總結

本文通過比較分析兩種脫硝方法,闡述了各自的側重和不足之處。其中,SCR煙氣脫硝技術在國際上已發展成熟,并成功地應用到大型燃煤電廠鍋爐,但在國內才剛剛起步。同時，SCR系統的投資過大,限制了該技術在國內的普及和推廣。而SNCR技術由于它的投資成本低、建設周期短、脫硝效率適中等有利優勢,比較適用于我國的中小型鍋爐；但SNCR技術氮氧化物脫除效率不高,氨逃逸濃度比較高,所以單獨使用該技術受到了些限制，對于中小型機組或老機組改造,由于其經濟性能方面的優勢,仍不失其吸引力。

[1] 中國環境保護產業協會.火電廠煙氣脫硝工程技術規范 選擇性催化還原法[M].北京：中國環境科學院出版社，2010.

[2] 孫克勤,鐘秦.火電廠煙氣脫硝技術及工程應用[M].北京.化學工業出版社，2007.

[3] 周立新.工業脫硫脫硝技術問答[M].北京：化學工業出版社，2006.

[4] 李魁.火電廠脫硝改造工程主要技術路線淺析[C]//中國環境科學學會.成都：2014中國環境科學學會學術年會論文集，2014.

[5] 王軍.淺談脫硝技術SCR[J].技術與市場，2012（9）：87.

[6] 路濤,賈雙燕,李曉蕓.關于煙氣脫硝的SNCR工藝及其技術經濟分析[J].現代電力，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

錢涇東（1982—），男,工程師，主要從事 發電廠脫硫和脫硝工作。