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浅谈火电燃煤机组SCR烟气脱硝技术

发表时间：2020/3/3 来源：《电力设备》2019年第20期作者：徐启鹏

[导读] 摘要：目前，我国的发电机组绝大多数为火力燃煤机组，而以煤炭为主的所造成的环境污染是制约电力工业发展的一种重要因素，其中氮氧化物（NOx）对环境危害严重，为了改善大气环境必须对氮氧化物的排放进行控制，因此对电厂脱硝系统控制研究有很重要的工程意义和现实意义。

        (大唐东营发电有限公司山东东营 257000)
        摘要：目前，我国的发电机组绝大多数为火力燃煤机组，而以煤炭为主的所造成的环境污染是制约电力工业发展的一种重要因素，其中氮氧化物（NOx）对环境危害严重，为了改善大气环境必须对氮氧化物的排放进行控制，因此对电厂脱硝系统控制研究有很重要的工程意义和现实意义。本文介绍了电厂燃煤锅炉选择性催化还原（SCR）脱硝技术的原理、系统组成、技术参数、影响效率的因素、催化剂特性、氨逃逸及其对空气预热器的影响和改进措施、运行监视等优化技术，对电厂燃煤机组脱硝提供借鉴和指导。
        关键词：火电燃煤机组；烟气脱硝；SCR
        一、脱硝的意义
        随着我国经济的发展，在能源消费中带来的环境污染也越来越严重，环境保护压力日益加剧。其中，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人民生存的四大杀手。燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。有研究资料表明，假如不加强对烟气中氮氧化合物的治理，氮氧化物的总量和在大气污染物中的比重会快速上升，并有可能取代二氧化硫成为大气中的主要污染物。
        电厂燃煤机组产生的氮氧化合物NOx ，主要包括N2O、NO、N2O3、NO2、N2O4、N2O5等，其中最重要的是NO和NO2。烟气中的NO的含量约占90%左右，排入大气后部分再氧化生成NO2。NO相对无害，但NO极易氧化生成NO2，而NO2是一种氧化剂，对人体有毒害作用，可引起呼吸疾病、加重支气管炎、哮喘病和肺气肿。NO2在强光照射下与挥发性有机物之间的化学反应产生臭氧、过氧乙酰硝酸酯等更强的氧化剂，对眼睛有强烈的刺激作用，危害人体健康。另外NOx是形成酸雨、酸雾的主要污染物，对臭氧层也会产生极大的破坏。因此，加强火电厂燃煤锅炉烟气中NOx、SO2和粉尘等有害气体的控制和排放处理刻不容缓，这是发电企业必须履行的义务和义不容辞的社会责任。
        二、常见的烟气脱硝方法
        工业生产中常用的烟气脱硝方法有SCR、SNCR、液体吸收法、微生物法、活性炭吸附法、电子束法（等离子体法）等。SCR是英文Selective Catalytic Reduction的缩写，是选择性催化还原技术的英文简称。SCR 脱硝技术于20世纪70年代首先被欧洲和日本应用于燃油和燃气电厂锅炉，随后于80年代逐步应用于燃煤机组，日本于1980年年底投运了第一台燃煤电厂机组SCR装置。SCR脱硝技术脱硝效率可以高达95%，NOx排放浓度可控制到50mg/Nm3以下，而其他任何单项脱硝技术都无法单独达到。另外，SCR脱硝的二次污染小，净化效率高，适用于排气量大和连续排放源，在技术上也是相当成熟的，所以SCR技术已成为国内外电厂脱硝的主流技术。已建成投运的约9000万千瓦烟气脱硝机组中，92%以上采用了选择性催化还原法。SCR选择性催化还原技术，采用氨作为还原剂，是工业锅炉减少氮氧化物排放的传统工艺方法，目前国内外普遍采用的是“高灰型”布置，即脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空气预热器之间，喷入温度300～420℃的烟气中，在催化剂的作用下，选择性地将NOx还原成N2和H2O，而不是被O2所氧化，这就是为什么称之为“选择性。”
        三、SCR脱硝原理
        在催化剂作用下，向温度约300～420 ℃的烟气中喷入氨，将NOx还原成N2 和H2O。典型的燃煤电厂锅炉选择性催化还原法化学反应方程式和图解如下。

        下图是SCR法烟气脱硝工艺流程示意图：

        由上图可以看出，SCR脱硝系统主要由三个子系统组成：SCR反应器及辅助系统、氨储存及处理系统、氨注入系统。SCR的工艺流程简单的讲，就是还原剂 (氨) 用罐装卡车运输至氨存储区域，以液体形态储存于氨罐中；液态氨在注入SCR 系统烟气之前经由蒸发器蒸发气化；气化的氨和稀释空气混合，通过喷氨格栅喷入SCR反应器，与经过SCR系统的烟气在催化剂的作用下进行还原反应，完成脱硝过程。
        四、SCR脱硝技术的主要参数
        1、脱硝效率：脱硝效率=（NOx入口含量—NOx出口含量)/NOx入口含量*100% 。实际运行中，我们一般控制最大脱硝效率不大于90%。脱硝系统的效率要兼顾脱硝效率和设备成本两个因素。催化剂成本占到脱硝装置成本的30～50%，当脱硝效率达到80%以上时，由于反应末期NOx浓度降低，反应速度减慢，需要增加催化剂的量来促使反应进行，使运行成本大幅增加。所以，实际运行中要在满足环保要求的前提下，综合考虑脱硝效率和SCR出口NOx浓度≯50mg/m3。
        2、氨氮摩尔比NSR(Normalized Stoichiometric Ratio)：NSR=NH3摩尔数/NOx摩尔数。根据实际运行经验得到的氨氮比一般控制在0.8～0.9范围内。烟气中氨的分布的不均匀性对脱硝装置的脱硝效率和氨逃逸有显著影响。平均脱硝效率随氨氮摩尔比相对偏差的增大而减少,平均氨逃逸随氨氮摩尔比偏差的增大而增加,氨氮摩尔比相对偏差小于10%时,平均脱硝效率和平均氨逃逸与设计值的偏离不太大。
        3、还原剂额定消耗量：额定负荷下，每小时消耗的还原剂量。在SCR反应中运用的还原剂主要是NH3。氨有剧烈的毒性，且在一定浓度范围内有可燃性，可致眼睛和皮肤灼伤，因此氨是一种危险物质。所以在电厂实际应用中，对氨的存放、使用有严格的安全措施和要求。平时氨以液态存储在压力容器（氨罐）中，使用时液氨被稀释为浓度至20%～29%，氨水可以较安全的使用。液氨成本每吨约三千元左右，所以在SCR系统运行时，运行人员要根据负荷、煤质的变化，在保证排放达标的前提下，及时调整液氨的使用量，达到减少运营成本的目的。
        4、最大NH3逃逸量：经过SCR反应器后残留在烟气或飞灰中未反应的NH3含量。控制好氨的注入总量和氨在反应区的空间分布就可以最大化的降低NOX排放。注入的氨过少，就会使还原转化效率变的低下，注入的氨过量，不但不能减少NOX排放，反而因为过量的氨导致NH3逃逸出反应区。逃逸的NH3会与工艺流程中产生的硫酸盐发生反应生成硫酸铵盐，其中主要是重硫酸铵盐。铵盐会在锅炉尾部烟道下游固体部件表面上沉淀，例如沉淀在空气预热器风扇上面，会造成严重的腐蚀，并因此带来昂贵的维护费用。在反应区注入的氨的分布情况与NO和NO2的分布不匹配时也会发生氨逃逸现象。高氨量逃逸的情况伴随着NOX转化效率降低是非常糟糕的现象和很严重的问题。我们需要在最小的氨逃逸率情况下去降低氮氧化物的排放。所以实际运行过程中，我们需要根据监测到的氨逃逸情况及时对系统进行检查和调整。
        5、空速VR：一定的条件下，单位时间单位体积催化剂处理的气体量，单位为m3/(m3催化剂•h)，可简化为时间h-1。也就是烟气流量与催化剂的体积之比，相当于与催化剂体积相同的烟气流经催化剂所需要时间的倒数。空速是根据催化剂性能、烟气性质及要求的反应深度而变化的。允许空速越高表示催化剂活性愈高，装置处理能力越大。但是，空速不能无限提高。对于给定的装置，进入反应器的烟气量增加时空速增大，空速大意味着单位时间里通过催化剂的原料多，原料在催化剂上的停留时间短，反应深度浅。相反，空速小意味着反应时间长，降低空速对于提高反应的转化率是有利的。但是，较低的空速意味着在相同处理量的情况下需要的催化剂数量较多，反应器体积较大，在经济上是不合理的。所以，工业上空速的选择是根据SCR装置的投资、催化剂的活性、烟气性质、环保要求等各方面因素综合确定的。
        6、催化剂寿命：催化剂从开始投运到失效需要更换的累计运行时间。催化剂是SCR技术的核心部件，催化剂一般占脱硝装置总成本的30%～50%，在性能上，催化剂也是脱硝项目成败的关键。脱硝设备的系统设计和催化剂的设计是密不可分的，催化剂的选用和设计参数对其寿命和经济性都有极大意义。在SCR工艺中，催化剂是根据燃煤的各项参数进行配方生产的，一旦确定，调节的空间会很小。如果煤的含尘量过大，会在短时间内造成催化剂中毒、失效，影响脱硝效率，同时增加企业成本。SCR系统中选用的催化剂形状一般为板式或蜂窝式。由于蜂窝式催化剂优良的耐久性、耐腐性、高可靠性，高反复利用率、低压降，故使用的较广泛。常用的催化剂主要成分为V2O5/TiO2。蜂窝式催化剂的断面尺寸一般为：150 mm×150 mm；长度400 mm～1000 mm。SCR装置的运行成本在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。催化剂的失活分为物理失活和化学失活。典型的SCR催化剂化学失活主要是碱金属（如Na、K、Ca等）和重金属（如As、Pt、Pb等）引起的催化剂中毒。碱金属吸附在催化剂的毛细孔表面、金属氧化物（如MgO、KaO等）中，和催化剂表面的SO3反应生成硫化物而造成催化剂中毒。砷中毒是废气中的三氧化二砷与催化剂结合引起的。催化剂物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏。 SCR系统所出现的磨损和堵塞可以通过反应器的优化设计（设置自动的导流叶片装置，倒转氨的喷射方向使之与流动方向相反）加以缓解。如果废气中含有能使催化剂中毒的固体颗粒物，则废气需进行预处理，比如采用静电除尘、加入脱砷剂等，去除催化剂毒物级固体颗粒物，避免催化剂中毒。不同的催化剂具有不同的适用温度范围，当反应温度低于催化剂的适用温度范围下限时，在催化剂上会发生副反应，如NH3与SO3和H2O反应生成（NH4）2SO4或NH4HSO4，减少与NOx 的反应，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂的通道和微孔，降低催化剂的活性。另外，如果反应温度高于催化剂的适用温度，催化剂通道和微孔发生变形，导致有效通道和面积减少，从而使催化剂失去活性。温度越高催化剂失去活性越快。
        五、影响脱硝效率的因素
        1、烟气温度：烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化剂只能在一定温度范围内进行，同时存在催化剂的最佳温度，这是每种催化剂特有的性质，因此烟气温度直接影响反应的进程。
        2、烟气流速：烟气流速影响NH3与NOx的混合程度，需要设计合理的流速以保证烟气和NH3充分混合使反应充分进行。
        3、氧浓度：反应需要O2的参与，当O2浓度增加时，催化剂性能提高达到渐近值。但O2浓度不能过高，一般控制在2%--3%。这主要是为了防止烟气中的SO2与O2反应生成SO3,而 NH3与SO3和H2O反应生成（NH4）2SO4或NH4HSO4，堵塞催化剂通道和微孔，降低催化剂活性。
        4、氨逃逸：氨的逃逸率是指在脱硝装置出口氨的浓度。氨逃逸是影响SCR系统运行的一个重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨成为氨逃逸，NO脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐近值。氨逃逸量的多少也反映出SCR系统运行性能的好坏及催化剂活性降低的程度。在很多情况下，可依据氨逃逸量确定是否需要添加或更换SCR反应塔中的催化剂。在锅炉的任何正常负荷范围内，脱硝装置的氨逃逸率不大于3ppm（3x10-6)以内。
        5、水蒸气含量：水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降，催化剂钝化失效也不利于SCR系统的正常运行，必须加以有效控制。
        除此之外，比如：氨与烟气的混合质量及气流分布状态；催化剂体积及活性等都会对脱硝效率产生影响。
        六、脱硝装置对下游设备的影响
        SO3在脱硝工艺和锅炉燃烧中都是不可避免要产生的，NH3+SO3+H2O在低温条件下就会形成铵盐，这也是不可避免的，根据浓度的不同，可能会形成[(NH4)2SO4]或[NH4HSO4]，其中[NH4HSO4]是一种粘性物质，会对下游设备造成影响。
        1、空气预热器：加装SCR装置后，空预器需要采取针对性措施，防止烟气脱硝后铵盐造成空预器冷端低温腐蚀及铵盐堵塞。由于空预器低温段温度较低，容易产生结露形成弱酸，会造成换热元件材料的腐蚀并粘结灰，从而形成低温腐蚀（冷端腐蚀发生的几率随燃煤含硫量的升高而升高）；同时，锅炉尾部烟气脱硝后形成的硫酸氢铵容易粘附在低温换热元件表面，从而发生铵盐堵塞现象。为了防止上述事情发生，可采取以下措施：
        （1）、建议将空预器冷段换热元件的高度进行适当增加，使硫酸氢铵的结垢区域分布在低温段层内。同时，冷段采用搪瓷材料和防止堵灰的大波纹板型，增加低温段搪瓷元件处烟气流通截面。对防止空预器低温腐蚀、铵盐腐蚀和堵塞都有很好的作用。
        （2）、选用合理的空预器冷段平均温度。
        （3）、建议空预器采用暖风器加热进风方式，使得环境温度下的冷风在暖风器加热后温度得到大幅度提高，从而使得风侧区域有一个较高的金属壁温，从而提高了冷段平均温度，防止预热器的低温腐蚀。
        （4）、针对烟气脱硝后预热器易产生硫酸氢铵堵塞及低温腐蚀，建议在预热器上部和下部均设置伸缩式蒸汽吹灰器，从而预防堵塞及腐蚀的发生。同时，采用工作可靠的吹灰器，保证良好的吹灰效果。机组停运时，对预热器进行清洗，将在很大程度上防止预热器硫酸氢铵的粘结、堵塞现象，避免低温腐蚀的发生。
        综上所述，从控制低温段温度、低温段板型、清洗、吹灰等方面采取各种措施，能有效防止空气预热器低温腐蚀及铵盐堵塞的发生。
        2、静电除尘器：静电除尘器的效率受灰尘的比电阻影响很大，烟气经过脱硝系统后，烟气中SO3浓度提高一倍左右，对于低硫煤，SO3对灰尘的比电阻没有负面影响，对于高硫煤具有一定的影响。由于此段烟气高于酸露点温度，所以不需要考虑腐蚀性的影响。
        3、引风机：加装脱硝装置后，烟气系统阻力会相应增加，一般在催化剂初装时，阻力增加约800Pa,加装备用层后，阻力增加到1000Pa，需要对吸风机出力状况和烟道风阻情况进行提前规划，满足锅炉安全运行的要求。
        七、关于系统改进的一些想法
        1、为防止脱硝效率设置失误导致喷氨量过高，当选用脱硝效率自动控制模式时，设置脱硝效率设定值高限为85% ，减少液氨的使用量。同时，考虑脱硝系统出口NOx浓度不大于50 mg/m3，当出口NOx浓度超标时，应通过改变配煤方式或者调整燃烧降低入口NOx浓度，使入口NOx含量不大于450mg/Nm3，而不是通过大量喷氨来实现环保对脱硝排放的要求。
        2、为防止空预器堵塞，正常情况下要求氨逃逸率≯3ppm。考虑氨逃逸率表计计量不准，为了克服氨逃逸率不准的影响，可考虑将NH3/NOx摩尔比上传至DCS画面，一般效率80%时，NH3/NOx摩尔比应该在0.83～0.84之间。通过对摩尔比的监视达到控制氨逃逸的目的。
        3、为了更准确把握喷氨是否过量，可根据锅炉总风量及入口NOx浓度推算出一个理论喷氨量，在DCS画面增加一理论喷氨量测点显示。其公式为：理论喷氨量=[入口烟气流量*折氧后入口NOx浓度*0.95*1.34/2.05*17/（30*106）+入口烟气流量*折氧后入口NOx浓度*0.05*17*2/（46*106）]*[80%+(折氧后入口NOx浓度*0.95*1.34/2.05)/30+折氧后入口NOx浓度*0.05*2/46]*3/22.4 *101325/（0.7081*223100）Nm3/h 。上述理论喷氨量的计算已经考虑3ppm的氨逃逸率，所以运行人员运行中监视实际喷氨量小于理论喷氨量计算值，也可以达到防止喷氨量超标的目的。
        4、逐步将脱硝系统的参数引入指标考量，在保证排放达标的前提下，通过负荷、煤质变化等因素及时调整SCR系统参数，控制液氨的使用剂量，达到节省生产成本的目的。
        参考文献
        [1]赵宗让.《电厂锅炉SCR烟气脱硝技术优化》.中国电力出版社.2005年.
        [2]李建中，曹志勇《燃煤电厂烟气脱硝技术的研究【J】浙江电力.2008(6)
        作者简介：徐启鹏（1989- ）男，本科，毕业于华北电力大学，主要从事火电厂集控运行