燃煤电厂SCR脱硝技术及应用

燃煤电厂SCR脱硝技术及应用李又红匡国强摘要围绕燃煤电站烟气排放污染，着重阐述目前发达国家普遍采用的减少NOx排放的最有效果的方法是选择性催化还原法（简称SCR），详细介绍SCR烟气脱硝技术的原理、工艺流程、运行控制等方面，以及对安装SCR的建议。关键词燃煤电厂；烟气脱硝；选择性催化还原SelectiveCatalyticReductionDenitrificationTechnologyanditsApplicationinCaol-FiredPowerPlantLiYou-hongKuangGuo-qiang（ChangshaPowerStationCo.,LtdofHunanCHD,Changsha410203China）AbstractAccordingthepollutionofcaol-firedpowerplantsfluegas,selectivecatalyticNOXreductioniswidelyusedinthedevelopedcountries,whichisanimportantmethodinthedenitrification.Thepaperemphasizedtointroducethetechnicalprinciple、ctaftprocess、runningcontrolsandmakesuggestionsinsetup.KeywordsCoalfiredpowerplant；Fluegasdenitrification；SelectiveCatalyticReduction引言环境污染日趋严重，尤其对一次能源消费以燃煤为主的中国来说更加明显，环境容量的不足已经在经济上使我们付出了高昂的代价。据有关部门发布的资料显示，从环境容量上计算，我国的NOX排放容量为1880亿吨，如不赶紧采取措施，到2020年NOX排放量为3500万吨，而我国NOx的排放中，燃煤电站锅炉排放NOx占了相当大的比重，因此对燃煤电站锅炉烟气中NOx的排放进行控制已成为非常紧迫的任务。目前发达国家普遍采用的减少NOx排放的最有效果的方法是选择性催化还原法（简称SCR）。1、SCR脱硝技术现状选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术发明于美国，首先应用在日本，但在欧洲得到光大。它是目前世界上发达国家普遍采用的减少NOx排放的方法，也是脱除NOx最有效的方法，这一技术在欧洲、美国、日本等发达国家的燃煤电厂得到广泛的应用，同时取得了很好的效果。目前世界上采用该技术最大的改造电站锅炉容量为265MW，最大的新建锅炉容量达1000MW，可以说该技术发展到今天已经相当成熟了，目前在我国国内采用技术引进、技术合作、合资方式来发展这项技术。2SCR脱硝工艺2.1技术原理该脱硝技术又称干法烟气脱硝，其工艺采用选择性催化还原方法。在装有催化剂的反应器里与还原剂（主要使用原料为氨）反应实现脱出氮氧化合物，其原理是在催化剂（使用钛和铁氧化物类催化剂）的作用下，向温度约300℃～420℃的烟气中喷入氨，将NOx还原成无污染的N2和H2O。主要反应方程：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O1NO2+1NO+2NH3→2N2+3H2O2.2工艺流程SCR烟气脱硝主要有烟气系统、SCR反应器与催化剂、催化剂填装系统、氨供应和储存系统、电气仪表与控制系统等组成。液氨由槽车运送到液氨储罐，液氨储罐输出的液氨在蒸发器内蒸发为氨气，并将氨气加热到常温后送到氨气缓冲罐储存备用，氨气缓冲罐的氨气经调压阀减压后通过喷氨格栅的喷嘴喷入烟气中与烟气充分混合，再经静态混合器充分混合后进入催化反应器反应，在一定发温度范围内，在催化剂的作用下，氨气与NOx发生催化氧化还原反应，将NOx还原成N2和H2O。SCR脱硝反应器在锅炉尾部烟道的位置，有三种方案：1、高粉尘布置方案：在空气预热器前300～420℃位置，如图2.2.1；2、低粉尘布置方案：在静电除尘器和空气预热器之间，如图2.2.2；3、尾部布置方案：布置在FGD（湿法烟气脱硫装置）之后，如图2.2.3。布置示意图及工艺流程如下：根据目前常用催化剂活性特点，其反应最佳温度为300℃～420℃，而锅炉尾部烟道温度正处于其最佳反应温度内，低粉尘布置方案和尾部布置方案均须加装GGH加热装置等，故催化脱硝技术（SCR）一般推荐采用图2.2.1高粉尘布置方案进行工艺设计。2.3工艺特点脱硝反应器高粉尘布置的工艺特点如下表序号项目特点１工艺在锅炉省煤器和空预器之间的烟道加入反应器２反应式（氨）4NO+4NH3+O24N2+6H2O３反应温度３００℃～４２０℃４还原剂ＮＨ3、尿或氨水５ＮOx转化率在ＮOx/NH3(摩尔比）﹦０.85～0.90时，ＮＯx转化率可达到９０％６部分负荷工况运行适应度高７对锅炉的影响１）不影响燃烧，不会对受热面可能产生腐蚀，不影响液态排渣炉的排渣．2）对空预器可能产生腐蚀（NH4HSO4）3）增加烟气阻力，约1000pa８ＳＯ2／ＳＯ3转化率﹤１％９氨逃逸率﹤５％（６％Ｏ2），对不环境无影响１０催化剂有运行损耗１１投资高１２运行费用高１３应用情况多，约占９５％SCR烟气脱硝的运行成本很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。催化剂失活分为物理失活和化学失活。典型化学失活包括碱金属（如Na、K、Ca等）和重金属（如As、Pt、Pb等）与催化剂表面上活性部位反应引起催化剂中毒。物理失活主要指高温烧结、磨损、固体颗粒沉淀和碱金属吸附在催化剂的毛细孔表面堵塞而引起催化剂活性破坏。2.4.1初次运行在这烟气清洁系统温态试运完、催化剂安装之后尽早初次运行反应器，也就是说，试运前的时间越短越好。如果SCR设备的前部分使用了防腐材料或涂层材料则必须保证他们不对催化剂有损伤。2.4.2启动催化剂具有较高的抗热冲击性，在其露点以下通过催化剂孔道吸收铵盐、硫酸、水和其它凝结性物质。这些物体的蒸发可能会使催化剂的孔道破坏，一般情况下推荐升温速度如下表2.4.2：表2.4.2SCR启动升温速度催化剂上游的烟气温度烟气温度的上升速率升到170℃最大5℃/min大于170℃最大50℃/min2.4.3运行温度各种催化剂有不同的适用温度范围，一般来说，反应器高粉尘布置SCR催化剂适用温度为320℃～400℃。当反应温度低于催化剂适用温度下限时，NH3+SO3+H2O→NH4HSO4或2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4减少与NOX反应，同时生成物附着在催化剂表面，堵塞孔道，降低催化剂活性。当反应温度高于催化剂适用温度上限时，催化剂孔道易发生变形，导致有效通道和面积减少，从而使催化剂失去活性。同时需要控制在上游第一层催化剂前，在100%横截面内，温度分布不均匀度不超过算术平均值20%。2.4.4速度分布在运行过程中流动烟气速度的控制相当重要。在喷氨排上游，在烟气管道100%横截面内控制烟气流速变化不宜超过算术平均值15%。在SCR反应器第一层催化剂上游，烟气在90%横截面内的流速变化不宜超过算术平均值10%，在余下10%横截面内，烟气的速度变化不宜超过算术平均值20%。2.4.5氨的输入与混合氨的用量是通过NH3/NOX的摩尔比率来控制的。当摩尔比较小时，NH3和NOX的反应不完全，NOX的转化率低；当摩尔比超过一定范围时，NOX的转化率不再增加，造成NH3的浪费，泄露量增大，造成二次污染。一般来说，在催化剂上游烟气中NH3/NOX的摩尔比，在90%横截面内不宜超过算术平均值5%；余下10%横截面内，该摩尔比不宜超过算术平均值10%。2.4.6吹灰为了保证催化剂表面的清洁，运行过程中经常使用吹灰器来除去灰尘和液滴，一般在锅炉吹灰之后、机组低负荷运行之后和SCR出现明显压降之后进行吹灰。2.4.7停机当需要锅炉停运时，应该注意在锅炉熄火之前关闭NH3喷射开关。由于催化剂对NH3有一定的储存能力，可以和烟气中的NOX继续反应，同时使用通风机冷却催化剂，防止水和硫酸的低温结露。2.5工艺应用某燃煤电厂高含尘烟气SCR脱硝处理的工艺设计参数如表2.5，于1999年投运至今，各项指标完全达到设计性能要求：表2.5序号参数单位设计值１处理烟气量m3/h1700000２烟气入口温度℃387℃３入口NOX质量浓度mg/m3650４出口NOX质量浓度mg/m397.5５脱硝效率%85%６液氨消耗量Kg/h362７液氨泄露量mg/m33８压降Pa950９催化剂蜂窝式KWH2.4运行控制催化剂是SCR脱硝技术的核心。燃煤锅炉使用的大多催化剂的主要成分为V2O5/TiO2，因为它们具有较高的抗SO3性能。可以制作成多种形状，通常有蜂窝式和板式两种形式，但由于蜂窝式催化剂优良的耐久性、耐腐蚀性、高可靠性、高反复利用率、低压降，故被广泛使用，其断面尺寸一般为150mm×150mm、长度800mm～1800mm的单体，有不同蜂窝孔径，装配在钢制框架中形成模块，灵活适用。蜂窝式和板式催化剂比较如下表表2.4蜂窝式和板式催化剂特性比较序号比较项目蜂窝式板式说明１触媒床活性良良V2O5/TiO2２触媒床体积小大蜂窝式空间面积大，板式多需20%～30%体积３抗飞灰磨损性一般优板式更适用于高粉尘烟气４抗堵塞性一般优板式几何形状较少弯角５压力损失一般一般６使用寿命长一般SCR烟气脱硝的运行成本很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。催化剂失活分为物理失活和化学失活。典型化学失活包括碱金属（如Na、K、Ca等）和重金属（如As、Pt、Pb等）与催化剂表面上活性部位反应引起催化剂中毒。物理失活主要指高温烧结、磨损、固体颗粒沉淀和碱金属吸附在催化剂的毛细孔表面堵塞而引起催化剂活性破坏。3脱硝系统对预留SCR空间（或改造）锅炉原有系统的影响对已经安装或预留SCR脱硝装置的锅炉，今后再实施SCR烟气脱硝时将对原有的系统产生一定的影响，主要有下面几个方面：3.1一般来说，一台处理烟气量为1.7×106m3/h锅炉所配置SCR反应器和催化剂重量达到5000多吨，设计SCR反应器支架时得考虑与原锅炉钢架的配合工作，如果相互间存在力传递，将影响锅炉构架的安全。3.2加装SCR烟气脱硝，锅炉本体烟道需要重新设计和修改，烟道接口要尽量考虑烟气流态的顺畅，否则对锅炉燃烧稳定将产生一定的影响，同时避免对锅炉本体的外力传递。3.3加装SCR烟气脱硝后，空预器受到腐蚀的情况将发生变化，空预器漏风率的变化，这些均是原配套的空预器考虑的，需要对空气预热器需重新选型和设计改造，否则将是影响整个机组性能。3.4加装SCR烟气脱硝后，由于存在压头损失，引风机的压头需要增加，对引风机重新选型和设计改造，同时对整套烟风系统范围内管道、设备以及锅炉炉膛防爆压力重新校核计算，对这些管道、设备的安全性进行评价，否则将留下安全隐患。3.5加装SCR烟气脱硝后，由于不可避免的氨的泄露（就是氨的逃逸），将对烟气系统SCR装置下游的腐蚀增加。4对我国燃煤电厂SCR脱硝技术的建议4.1同步安装SCR装置SCR脱硝技术在国际上已经相当成熟，但在加装SCR系统后对原有锅炉机组的影响，如果能够在建设燃煤电厂时同步安装SCR装置，从整体上来说节约投资，减少环境污染，同时增加锅炉机组的安全性。基于SCR烟气脱硝技术在我国国内起步较晚，在同步建设时可按较高的脱硝效率进行远期规划，反应器内催化剂则按脱硝效率较低的方案近期实施。4.2SCR与其它脱硝技术联合应用SCR工艺与锅炉燃烧控制的组合应用已经是脱硝领域很成功的措施，在一定的程度上节约投资和运行成本的同时，也满足日益严格的大气污染排放的要求。4.3尽早引进适合我国煤质的SCR技术进行开发煤质特性对脱硝效率、催化剂活性等有很大的影响。规范SCR技术市场，整顿满目引进，有针对性吸收国外先进的SCR脱硝技术，集中开发适合我国煤质的特点的SCR脱硝技术，实现国产化是我国SCR脱硝领域最关键的方向。4.4低温催化剂的开发目前普遍使用的为温度较高的催化剂，不得已的采用了高粉尘位置的