论文部分内容阅读
摘要: 选择性催化还原脫硝（SCR）工艺是目前处理燃煤电厂NOX的最主要方法。本文通过对惠州平海发电厂2×1000MW机组烟气脱硝装置的工艺介绍，较为详细地阐述了该处理工艺在燃煤机组的实际运行状况。
关键词: 烟气脱硝;SCR;工艺原理
中图分类号： TF306文献标识码： A
0 前言
随着我国经济的发展，国家对环境保护及节能减排工作也日益重视，对NOX的排放控制也越来越严，为促进燃煤电厂安装运行脱硝系统，国家对燃煤电厂还将实施脱硝电价补贴。在最新的火电厂污染物排放标准中，规定在2015年1月1日起，燃煤电厂的NOX排放浓度应小于400mg/Nm3，重点地区小于200mg/Nm3。在国家能源环保政策的鼓励下，
烟气脱硝装置继脱硫装置后成为了电厂建设的不可或缺的组成部分。而选择性催化还原法（SCR）是目前国际上处理火电厂NOX的最主要，也是最先进的处理方法。
1系统概况
广东惠州平海发电厂有限公司1、2号机组(1000MW)烟气脱硝系统，该系统采用选择性催化还原法（SCR）脱硝方案，系统布置于省煤器之后，空预器之前，属于高尘布置方式。设计两层板状催化剂和一层蜂窝式催化剂，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硝装置脱硝率保证值大于80％。
2工艺原理
脱硝工艺采用选择性催化还原方法（SCR），该反应发生在装有催化剂的反应器里，烟气与喷入的氨在催化剂的催化作用下发生反应，脱出NOX。化学反应过程见图1-1。
4NO+4NH3 +O2= 4N2+6H2O
4NH3+2NO2+O2=3N2 + 6H2O
1NO2+1 NO +2NH3=2N2+3H2O
3装置工艺流程
3.1 脱硝剂制备区工艺流程
液氨通过卸车管由罐车进入液氨贮罐，液氨贮罐内的液氨通过出料管至气化器，通过蒸汽加热后气化为氨气，经过减压至所需压力进入缓冲罐后送出站区。为了确保安全，使气化器内的氨不过热，液氨进盘管由热水（≤70℃）加热，而进入气化器的蒸汽加热气化器中的水使之成为热水，进入的蒸汽量通过温控阀来调节。整个站区内的所有安全放空及手动放空气体均进入氨吸收罐，通过氨吸收罐内的水将氨气吸收成氨水，当氨水到达一定浓度后送至污水处理站。而无压力的所有设备排放的液体和罐区场地废水均排放至废水池，经废水泵送至污水处理站。
3.2 SCR区工艺流程
自脱硝剂制备区域来的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混合器内充分混合。氨的爆炸极限(在空气中体积％) 15.7～27.4%，为保证安全和分布均匀，稀释风机流量按100%负荷氨量的1.15倍对空气的混合比为5%设计。氨的注入量控制是由SCR进出口NOx、O2监视分析仪测量值、烟气温度测量值、稀释风机流量、烟气流量（由燃煤流量换算求得）来控制的。
混合气体进入位于烟道内的氨注入格栅，在注入格栅前设有手动调节和流量指示，在系统投运初期可根据烟道进出口检测NOx浓度来调节氨的分配量，调节结束后可基本不再调整。
混合气体进入烟道通过氨/烟气混合器再与烟气充分混合，然后进入SCR反应器，SCR反应器操作温度可在300℃～420℃，SCR反应器的位置位于省煤器与空预器之间，温度测量点位于SCR反应器前的进口烟道上，出现300℃～420℃温度范围以外的情况时，温度信号将自动连锁关闭氨进入氨/空气混合器的快速切断阀。在SCR反应器内氨与NOX反应生成氮气和水。反应生成水和氮气随烟气进入空气预热器。
为了防止催化剂表面堵塞，在每层催化剂上部安装有8台声波吹灰器（24台/炉），介质为仪用压缩空气。每个声波吹灰器每10min发声10s。每个声波吹灰器每小时清灰6次。
4 SCR脱硝工艺的影响因素
4.1烟气温度和中毒：
脱硝一般在300～420℃范围内进行，催化剂在此温度范围内才具有活性。所以SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间。在脱硝同时也有副反应发生，如SO2氧化生成SO3，在低温条件下（<300℃ ）SO2与氨反应生成硫酸氢铵（NH4HSO3）。而NH4HSO3是一种类似于“鼻涕”的物质会粘附着在催化剂上，隔绝催化剂与烟气之间的接触，使得反应无法进行并造成下游设备（主要是空预器）堵塞。催化剂能够承受的温度不得高于430℃，超过该限值会导致催化剂烧结。
4.2飞灰特性和颗粒尺寸
烟气组成成分对催化剂产生的影响主要是烟气粉尘浓度、颗粒尺寸和重金属含量。粉尘浓度、颗粒尺寸决定催化剂节距选取，浓度高时应选择大节距，以防堵塞，同时粉尘浓度也影响催化剂量和寿命。某些重金属能使催化剂中毒，例如：砷、汞、铅、磷、钾、钠等，尤以砷的含量影响最大。烟气中重金属组成不同，催化剂组成将有所不同。
4.3氨逃逸率
氨的过量和逃逸取决于NH3/NOx摩尔比、工况条件、催化剂的活性。氨过量会造成逃逸量增加和氨的浪费，氨逃逸率通常控制在3ppm以内。
4.4防爆
SCR脱硝系统采用的还原剂为氨（NH3），其爆炸极限(在空气中体积％) 15.7％～27.4％，为保证氨（NH3）注入烟道的绝对安全以及均匀混合，需要引入稀释风，将氨浓度降低到爆炸极下限以下，一般应控制在5％以内。
5 运行注意事项
5.1烟气温度
通常，向含SOX的低温烟气中注入氨的话，在催化剂层会生成NH4HSO4。它会导致催化剂的微孔结构闭塞，性能下降。这种情况如果在短时间内能回到正常运行的高温区，NH4HSO4会分解，催化剂性能会恢复。但如果长时间停留在低温区，或在短期内频繁地陷入低温区运行的话，即使再回到高温区，性能也难以恢复，结果会使寿命缩短。因此，本装置可正常使用的最低温度，确定为能保证催化剂性能的300℃，绝不允许在300℃以下运行。
5.2脱硝反应器压差
反应器内催化剂的堵孔现象，在正常运行时是不会发生的。但是，如异常燃烧情况不断地出现，由灰引起的堵孔偶尔也是可能的。所以有必要监视催化剂层前后的压差。(如堵灰出现，压差会缓慢上升)。压差上升超过规定最大值时，应进行吹扫。
5.3氨的稀释空气
本装置用稀释风机的出口空气将氨稀释到5%浓度左右，然后注入烟气中。烟气内的氨气注入量越多，则扩散效果越好。与烟气的混合效果也越好。当稀释浓度计的发出报警时，应确认一下氨的注入量，并迅速按检查稀释空气管路的情况，加以处理。
5.4空预器的压差
排烟含SO2时，设置在脱硝装置下游的空预器冷端的工作温度范围，是有利于NH4HSO3析出的。它与烟中的飞灰粘在一起，粘附在空预器的传热元件上，从而导致空预器压差的升高，所以有必要监视空预器的前后压差。
6小结
SCR脱硝技术是目前比较成熟可靠的工艺，在平海电厂2×1000MW机组上运行稳定，脱硝各项性能指标均能满足环保要求，有效地控制了NOX的排放，可作为燃煤电厂控制NOX排放的主要手段，是一项可靠有效的节能减排技术。
参考文献：
[1]杨冬,徐鸿. SCR烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用[J].电力环境保护,2007,2(1):49-51。
[2]庄建华. SCR烟气脱硝技术的应用[J].发电设备,2010,3(2):142-145。
关键词: 烟气脱硝;SCR;工艺原理
中图分类号： TF306文献标识码： A
0 前言
随着我国经济的发展，国家对环境保护及节能减排工作也日益重视，对NOX的排放控制也越来越严，为促进燃煤电厂安装运行脱硝系统，国家对燃煤电厂还将实施脱硝电价补贴。在最新的火电厂污染物排放标准中，规定在2015年1月1日起，燃煤电厂的NOX排放浓度应小于400mg/Nm3，重点地区小于200mg/Nm3。在国家能源环保政策的鼓励下，
烟气脱硝装置继脱硫装置后成为了电厂建设的不可或缺的组成部分。而选择性催化还原法（SCR）是目前国际上处理火电厂NOX的最主要，也是最先进的处理方法。
1系统概况
广东惠州平海发电厂有限公司1、2号机组(1000MW)烟气脱硝系统，该系统采用选择性催化还原法（SCR）脱硝方案，系统布置于省煤器之后，空预器之前，属于高尘布置方式。设计两层板状催化剂和一层蜂窝式催化剂，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硝装置脱硝率保证值大于80％。
2工艺原理
脱硝工艺采用选择性催化还原方法（SCR），该反应发生在装有催化剂的反应器里，烟气与喷入的氨在催化剂的催化作用下发生反应，脱出NOX。化学反应过程见图1-1。
4NO+4NH3 +O2= 4N2+6H2O
4NH3+2NO2+O2=3N2 + 6H2O
1NO2+1 NO +2NH3=2N2+3H2O
3装置工艺流程
3.1 脱硝剂制备区工艺流程
液氨通过卸车管由罐车进入液氨贮罐，液氨贮罐内的液氨通过出料管至气化器，通过蒸汽加热后气化为氨气，经过减压至所需压力进入缓冲罐后送出站区。为了确保安全，使气化器内的氨不过热，液氨进盘管由热水（≤70℃）加热，而进入气化器的蒸汽加热气化器中的水使之成为热水，进入的蒸汽量通过温控阀来调节。整个站区内的所有安全放空及手动放空气体均进入氨吸收罐，通过氨吸收罐内的水将氨气吸收成氨水，当氨水到达一定浓度后送至污水处理站。而无压力的所有设备排放的液体和罐区场地废水均排放至废水池，经废水泵送至污水处理站。
3.2 SCR区工艺流程
自脱硝剂制备区域来的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混合器内充分混合。氨的爆炸极限(在空气中体积％) 15.7～27.4%，为保证安全和分布均匀，稀释风机流量按100%负荷氨量的1.15倍对空气的混合比为5%设计。氨的注入量控制是由SCR进出口NOx、O2监视分析仪测量值、烟气温度测量值、稀释风机流量、烟气流量（由燃煤流量换算求得）来控制的。
混合气体进入位于烟道内的氨注入格栅，在注入格栅前设有手动调节和流量指示，在系统投运初期可根据烟道进出口检测NOx浓度来调节氨的分配量，调节结束后可基本不再调整。
混合气体进入烟道通过氨/烟气混合器再与烟气充分混合，然后进入SCR反应器，SCR反应器操作温度可在300℃～420℃，SCR反应器的位置位于省煤器与空预器之间，温度测量点位于SCR反应器前的进口烟道上，出现300℃～420℃温度范围以外的情况时，温度信号将自动连锁关闭氨进入氨/空气混合器的快速切断阀。在SCR反应器内氨与NOX反应生成氮气和水。反应生成水和氮气随烟气进入空气预热器。
为了防止催化剂表面堵塞，在每层催化剂上部安装有8台声波吹灰器（24台/炉），介质为仪用压缩空气。每个声波吹灰器每10min发声10s。每个声波吹灰器每小时清灰6次。
4 SCR脱硝工艺的影响因素
4.1烟气温度和中毒：
脱硝一般在300～420℃范围内进行，催化剂在此温度范围内才具有活性。所以SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间。在脱硝同时也有副反应发生，如SO2氧化生成SO3，在低温条件下（<300℃ ）SO2与氨反应生成硫酸氢铵（NH4HSO3）。而NH4HSO3是一种类似于“鼻涕”的物质会粘附着在催化剂上，隔绝催化剂与烟气之间的接触，使得反应无法进行并造成下游设备（主要是空预器）堵塞。催化剂能够承受的温度不得高于430℃，超过该限值会导致催化剂烧结。
4.2飞灰特性和颗粒尺寸
烟气组成成分对催化剂产生的影响主要是烟气粉尘浓度、颗粒尺寸和重金属含量。粉尘浓度、颗粒尺寸决定催化剂节距选取，浓度高时应选择大节距，以防堵塞，同时粉尘浓度也影响催化剂量和寿命。某些重金属能使催化剂中毒，例如：砷、汞、铅、磷、钾、钠等，尤以砷的含量影响最大。烟气中重金属组成不同，催化剂组成将有所不同。
4.3氨逃逸率
氨的过量和逃逸取决于NH3/NOx摩尔比、工况条件、催化剂的活性。氨过量会造成逃逸量增加和氨的浪费，氨逃逸率通常控制在3ppm以内。
4.4防爆
SCR脱硝系统采用的还原剂为氨（NH3），其爆炸极限(在空气中体积％) 15.7％～27.4％，为保证氨（NH3）注入烟道的绝对安全以及均匀混合，需要引入稀释风，将氨浓度降低到爆炸极下限以下，一般应控制在5％以内。
5 运行注意事项
5.1烟气温度
通常，向含SOX的低温烟气中注入氨的话，在催化剂层会生成NH4HSO4。它会导致催化剂的微孔结构闭塞，性能下降。这种情况如果在短时间内能回到正常运行的高温区，NH4HSO4会分解，催化剂性能会恢复。但如果长时间停留在低温区，或在短期内频繁地陷入低温区运行的话，即使再回到高温区，性能也难以恢复，结果会使寿命缩短。因此，本装置可正常使用的最低温度，确定为能保证催化剂性能的300℃，绝不允许在300℃以下运行。
5.2脱硝反应器压差
反应器内催化剂的堵孔现象，在正常运行时是不会发生的。但是，如异常燃烧情况不断地出现，由灰引起的堵孔偶尔也是可能的。所以有必要监视催化剂层前后的压差。(如堵灰出现，压差会缓慢上升)。压差上升超过规定最大值时，应进行吹扫。
5.3氨的稀释空气
本装置用稀释风机的出口空气将氨稀释到5%浓度左右，然后注入烟气中。烟气内的氨气注入量越多，则扩散效果越好。与烟气的混合效果也越好。当稀释浓度计的发出报警时，应确认一下氨的注入量，并迅速按检查稀释空气管路的情况，加以处理。
5.4空预器的压差
排烟含SO2时，设置在脱硝装置下游的空预器冷端的工作温度范围，是有利于NH4HSO3析出的。它与烟中的飞灰粘在一起，粘附在空预器的传热元件上，从而导致空预器压差的升高，所以有必要监视空预器的前后压差。
6小结
SCR脱硝技术是目前比较成熟可靠的工艺，在平海电厂2×1000MW机组上运行稳定，脱硝各项性能指标均能满足环保要求，有效地控制了NOX的排放，可作为燃煤电厂控制NOX排放的主要手段，是一项可靠有效的节能减排技术。
参考文献：
[1]杨冬,徐鸿. SCR烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用[J].电力环境保护,2007,2(1):49-51。
[2]庄建华. SCR烟气脱硝技术的应用[J].发电设备,2010,3(2):142-145。