SCR法烟气脱硝技术在燃煤电厂的应用选编.doc

SCR法烟气脱硝技术在燃煤电厂的应用 魏学静 摘要：主要介绍了SCR法烟气脱硝的技术特点、反应原理、启动过程、运行调整、工业应用实例。并对SCR在运行中常见问题和解决方法进行了探讨。 关键词：燃煤电厂、选择性催化还原法、烟气脱硝 前言 中国是一个以煤炭为主要能源的国家，煤在一次能源中占75％，其中84％以上是通过燃烧方法利用的。燃煤电厂排放的污染物主要为烟气中烟尘、硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和CO2。在烟尘排放方面，国内燃煤电站除尘设备和技术均达到国际先进水平，烟尘排放已得到有效控制；在SO2 排放控制方面，国内大型电站主要采用湿法脱硫技术同步(或改造)安装烟气脱硫装置，SO2 排放已基本得到了控制。因此，NOx排放的控制将是今后几年燃煤电站环保治理的重点。 2011年10月17日国务院颁布的《国务院关于加强环境保护重点工作的意见》（国发〔2011〕35号）明确要求，“继续加强主要污染物总量减排。对电力行业实行二氧化硫和氮氧化物排放总量控制，继续加强燃煤电厂脱硫，全面推行燃煤电厂脱硝，新建燃煤机组应同步建设脱硫脱硝设施”。《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）已于2011年7月29日正式发布。按照新标准的要求，到2014年7月1日，现有未安装烟气脱硝装置的燃煤发电锅炉机组，要进行脱硝改造，NOx排放浓度达到限值要求100mg/Nm3 （200mg/Nm3 ） 。根据河北省人民政府办公厅《河北省人民政府办公厅关于下达燃煤电厂企业烟气脱硝限期治理任务的通知》办字【2011】146号，“十二五”期间，烟气脱硝不达标的电力企业要求进行限期治理。 1、石家庄裕华电厂2×300MW机组SCR法烟气脱硝工程应用 1.1、脱硝项目概述 河北华电石家庄裕华热电有限公司为2×300MW上海锅炉燃煤锅炉机组，此烟气脱硝装置配置在两台蒸发量为1025t/h亚临界燃煤锅炉。公司分别于2013年和2014年对两台锅炉进行了技术改造，技术改造分为两部分，一是对炉内燃烧器改造为低氮燃烧器，二是加装炉后脱硝反应装置，裕华热电炉后脱硝为选择性催化还原法(SCR）；脱硝装置采用纯氨作为还原剂，由液氨供应系统供应。 2.1、SCR脱硝工艺设计及原理 SCR技术是还原剂(NH3、尿素)在催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，故称为“选择性”。SCR脱硝工艺设计主要考虑因素为：烟气量、烟气温度、飞灰颗粒尺寸、催化剂中毒、氨逃逸量、催化剂层压降、催化剂用量等。由于三氧化硫和氨气反应会生成硫酸氢铵（ammonium bisulfate-ABS），硫酸氢铵的沉积容易引起催化剂的失活，同时硫酸氢铵也容易粘结在空预器的换热片上，造成预热器堵塞。因此为防止铵盐结晶堵塞预热器，脱硝系统设计入口处烟气温度应高于硫酸氢铵的露点温度10℃以上。 脱硝还原反应催化剂在温度280-420℃时活性最大，因此SCR反应装置设置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间。SCR按照入口NOx浓度550mg/Nm3（干基，标态，6%O2），出口低于100mg/Nm3（干基，标态，6%O2）进行系统整体设计。SCR工艺采用高灰型布置，按“2＋1”模式布置催化剂及支撑，催化剂支撑设计时考虑催化剂规格及重量的通用性，备用层在最下层。每炉设2台SCR反应器，不设反应器及省煤器旁路。 在设计煤种、锅炉最大连续出力工况（BMCR）、处理100%烟气量、2层催化剂条件下脱硝效率不小于82%。2014年11月份，为了达到超低排放标准，分别对#1，#2锅炉催化剂加装了备用层，使烟气出口排放NOx浓度低于50mg/Nm3。 在催化剂作用下，反应温度为280-420℃时，氨气将烟气中的NOX还原为N2。主要反应方程式如下： 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H20 （1-1） 2NO2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O （1-2） NO + NO2 + 2NH3 → 2 N2 + 3 H2O （1-3） 其中式（1-1）和式（1-3）是主要反应过程，因为烟气中90%以上的NOX以NO形式存在。 2、SCR脱硝技术的运行调整 2.1、脱硝装置的启动 2.1.1 在锅炉点火前，要在风烟系统启动后，启动稀释风机，备用风机投入备用保护联锁。在点火前还应把两台反应器的压差记录下来，作为以后判断催化剂是否积灰的对比参数。 锅炉启动点火后，要严格按照锅炉升温、升压程序进行操作，脱销要及时先行投入SCR的声波吹灰器连续运行，防止可燃物沉积在催化剂的表面上。在启动蒸汽吹灰器前要经过充分的疏水，只有蒸汽温度达到要求后，才能启动吹灰器进行吹灰。吹灰时必须保证蒸