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[摘 要]本文结合牡丹江第二发电厂9号机组脱硝改造工程，对SCR烟气脱硝技术方案及催化剂的选择、脱硝系统旁路设置、辅助设备空预器等技术关键问题进行了分析与探讨，并提出了相应解决措施，为提高脱硝工程技术水平、完善当前SCR烟气脱硝技术规范提供借鉴。
[关键词]氮氧化物； SCR； 催化剂； 旁路；空预器
中图分类号：TK 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）23-0222-01
1 概述
牡二电厂9号300MW机组锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1025/17.45-YM28型亚临界压力，自然循环单炉膛，一次中间再热、平衡通风汽包锅炉，摆动式燃烧器四角布置切圆燃烧方式，配有5台冷一次风正压直吹式制粉系统，一台MBA-AC1400干式排渣机，设计燃料为烟煤。由于目前9号锅炉实际运行时NOx排放浓度最高已分别超过600mg/m3（标态，干基，6%O2）已经不能够满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）提出的100mg/m3（标态，干基，6%O2）的氮氧化物排放限值。拟对其进行脱硝改造。
本工程锅炉采用全钢架悬吊结构、紧身封闭布置，采用水平浓淡燃烧器，主燃烧器上方设置了3层SOFA燃烧器，并预留SCR脱硝空间。
2 脱硝技术分析
2.1 脱硝技术方案
通过对华电金山热电厂、华能东港电厂、国电龙华长春热电厂同类型机组脱硝工程调研，并对SCR、SNCR烟气脱硝技术充分比较、论证。确认在空间上，电厂原设计已对高灰型SCR烟气脱硝空间进行了预留，SCR反应器可布置在锅炉尾部省煤器和空预器之间，即从锅炉省煤器出口处引出烟气，进入SCR 反应器后再重新返回空预器入口，同时牡二电厂9号机组的烟气条件为常规的燃煤烟气条件。因此从烟气条件和空间布置上，本期烟气脱硝改造选择高灰型SCR烟气脱硝工艺是完全可行的。同时，国内约400～500台机组安装了SCR装置，均采用高灰型布置工艺，有成熟的现场运行经验支持。
2.2 还原剂选择
目前，SCR烟气脱硝工艺常用的还原剂有液氨和氨水二种。
还原剂的选择是影响SCR脱硝效率的主要因素之一，应具有效率高、价格低廉、安全可靠、存储方便、运行稳定、占地面积小等特点。结合本期工程的特点、国家规范和当地环保部门要求确定以液氨作为脱硝还原剂。
3 脱硝改造关键点分析
3.1 催化剂选择
在SCR布置工艺确定时，催化剂的设计和选型主要受到烟尘浓度、温度以及SO2浓度的影响并遵循以下原则：（1）燃煤电站一般选择使用温度在320～425℃范围内的催化剂，该反应温度具有脱硝效率高、选择性好、抗毒性强、运行可靠、氨逃逸和SO2 /SO3转化率低以及便于飞灰通行等特点，可最大程度适应燃料类型和运行条件。（2）催化剂的选型应根据烟气特性、飞灰特性和灰分含量等综合性能保证要求考虑。锅炉省煤器出口烟尘浓度<30g/m3时，可优先选用蜂窝式催化剂；当锅炉省煤器出口烟尘浓度≥40g/m3时，优先使用平板式催化剂；当锅炉省煤器出口烟尘浓度在30～40g/m3之间时，可以根据实际情况，经技术经济比较后选择蜂窝式或平板式催化剂。鉴于本项目当前实际烟气粉尘浓度已达到50g/m3左右，且粉尘磨损性较为严重，通过经济性比较选用平板式催化剂。（3）催化剂应采取模块化设计，具有互换性，机械寿命应不小于9年，化学寿命一般应不小于3年（24000h）。催化剂在化学寿命内应能有效保证系统脱硝效率及各项技术指标，此外还应考虑其再生性能。受烟气及飞灰的影响，催化剂活性随运行时间逐渐降低：运行初期，惰化速率最快；超过2000h后，惰化速率趋缓。为了充分发挥每层催化剂的残余活性，最大限度利用现有催化剂，通常采用“X+1”模式布置催化剂，初装X层，预留一层。本工程催化剂采用“2+1”布置。
3.2 SCR 烟气脱硝系统旁路设置
3.2.1 省煤器旁路
当锅炉低负荷运行，省煤器出口（即SCR脱硝装置入口）烟气温度较低时，一方面催化剂活性会比较低，另一方面，还原剂氨与烟气中的SO3反应生成的硫酸氢氨和硫酸氨会沉积在催化剂上，进一步降低催化剂的活性，甚至造成催化剂不可逆转的活性降低，因此，一般要求SCR脱硝装置喷氨时烟气的温度要大于320℃。如果省煤器出口的烟气温度低于允许的喷氨温度，为防止硫酸氢铵和硫酸铵在催化剂表面沉积，应立刻停止喷氨。如果要求脱硝装置在省煤器出口温度低于最小喷氨温度时仍然运行，就需要加装省煤器旁路，以提高SCR脱硝装置入口的烟气温度。最低喷氨温度主要取决于烟气中的SO3浓度，省煤器旁路的设计要求主要是保证进入脱硝装置的烟气温度在SCR法脱硝最低运行温度以上，并保证两部分烟气在进入SCR反应器之前均匀混合。根据现场锅炉运行记录和摸底试验测试结果显示，在低负荷条件下，空预器入口烟温仍能达到300℃左右，明显高于本项目的最低喷氨温度（268℃），因此本项目无需设置省煤器旁路。
3.2.2 反应器旁路
环境保护部颁发的《火电厂烟气脱硝工程技术规范—选择性催化还原法》（HT563-2010）中明确规定“脱硝系统不得设置反应器旁路”。针对不设置SCR反应器旁路时的催化剂烧结、烟气结露等问题，可采用下述措施。
3.2.2.1 防止催化剂烧结的应对措施
如果催化剂设计温度选用过高，催化剂以及与之相关的反应器等成本就会升高； 如果设计温度选用过低，一旦在运行中省煤器出口温度超过了允许值，就必须降机组锅炉负荷运行，否则，催化剂就会因烧结而失去部分活性。因此要避免催化剂的烧结，就需要提出SCR 脱硝系统的适合的设计温度，让催化剂供应商合理选择配方以及生产工艺，提供满足运行要求的催化剂。
3.2.2.2 锅炉启动时烟气结露的应对措施
在锅炉点火时催化剂处于冷态的情况下，烟气通过反应器的时候会在催化剂表面结露，影响催化剂活性与使用寿命。为避免结露，可采用空气加热系统对催化剂进行预热。SCR脱硝系统停运时，催化剂也可采用空气加热系统进行保护，以确保反应器内空气的相对湿度处于较低的水平，让催化剂在SCR脱硝系统停运时不发生寿命损耗。
3.3 辅助设备
4 结语
脱硝改造工程的实施，大幅度降低了NOx排放量，而且不会产生二次污染物，很好的贯彻响应了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的严格要求。通过对SCR烟气脱硝工程技术中几个关键技术问题进行深入的探讨与研究，并提出了相应的解决措施，从而为提高SCR烟气脱硝工程技术水平提供借鉴。
参考文献
[1] HJ 562-2010，火电厂烟气脱硝工程技术规范： 选择性催化还原法[S].
[2] 雷会斌.燃煤机组采用SCR脱硝技术对锅炉空预器的影响.能源研究与利用，2012年第6期.
[3] 王义兵，孙叶柱，陈丰，等.火电厂SCR 烟气脱硝催化剂特性及其应用[J].电力环境保护，2009，25（4）：13-15.
[4] 韦正乐.燃煤发电厂SCR 烟气脱硝系统的研究[J].广东化工，2010（11）：124～125.
[关键词]氮氧化物； SCR； 催化剂； 旁路；空预器
中图分类号：TK 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）23-0222-01
1 概述
牡二电厂9号300MW机组锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1025/17.45-YM28型亚临界压力，自然循环单炉膛，一次中间再热、平衡通风汽包锅炉，摆动式燃烧器四角布置切圆燃烧方式，配有5台冷一次风正压直吹式制粉系统，一台MBA-AC1400干式排渣机，设计燃料为烟煤。由于目前9号锅炉实际运行时NOx排放浓度最高已分别超过600mg/m3（标态，干基，6%O2）已经不能够满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）提出的100mg/m3（标态，干基，6%O2）的氮氧化物排放限值。拟对其进行脱硝改造。
本工程锅炉采用全钢架悬吊结构、紧身封闭布置，采用水平浓淡燃烧器，主燃烧器上方设置了3层SOFA燃烧器，并预留SCR脱硝空间。
2 脱硝技术分析
2.1 脱硝技术方案
通过对华电金山热电厂、华能东港电厂、国电龙华长春热电厂同类型机组脱硝工程调研，并对SCR、SNCR烟气脱硝技术充分比较、论证。确认在空间上，电厂原设计已对高灰型SCR烟气脱硝空间进行了预留，SCR反应器可布置在锅炉尾部省煤器和空预器之间，即从锅炉省煤器出口处引出烟气，进入SCR 反应器后再重新返回空预器入口，同时牡二电厂9号机组的烟气条件为常规的燃煤烟气条件。因此从烟气条件和空间布置上，本期烟气脱硝改造选择高灰型SCR烟气脱硝工艺是完全可行的。同时，国内约400～500台机组安装了SCR装置，均采用高灰型布置工艺，有成熟的现场运行经验支持。
2.2 还原剂选择
目前，SCR烟气脱硝工艺常用的还原剂有液氨和氨水二种。
还原剂的选择是影响SCR脱硝效率的主要因素之一，应具有效率高、价格低廉、安全可靠、存储方便、运行稳定、占地面积小等特点。结合本期工程的特点、国家规范和当地环保部门要求确定以液氨作为脱硝还原剂。
3 脱硝改造关键点分析
3.1 催化剂选择
在SCR布置工艺确定时，催化剂的设计和选型主要受到烟尘浓度、温度以及SO2浓度的影响并遵循以下原则：（1）燃煤电站一般选择使用温度在320～425℃范围内的催化剂，该反应温度具有脱硝效率高、选择性好、抗毒性强、运行可靠、氨逃逸和SO2 /SO3转化率低以及便于飞灰通行等特点，可最大程度适应燃料类型和运行条件。（2）催化剂的选型应根据烟气特性、飞灰特性和灰分含量等综合性能保证要求考虑。锅炉省煤器出口烟尘浓度<30g/m3时，可优先选用蜂窝式催化剂；当锅炉省煤器出口烟尘浓度≥40g/m3时，优先使用平板式催化剂；当锅炉省煤器出口烟尘浓度在30～40g/m3之间时，可以根据实际情况，经技术经济比较后选择蜂窝式或平板式催化剂。鉴于本项目当前实际烟气粉尘浓度已达到50g/m3左右，且粉尘磨损性较为严重，通过经济性比较选用平板式催化剂。（3）催化剂应采取模块化设计，具有互换性，机械寿命应不小于9年，化学寿命一般应不小于3年（24000h）。催化剂在化学寿命内应能有效保证系统脱硝效率及各项技术指标，此外还应考虑其再生性能。受烟气及飞灰的影响，催化剂活性随运行时间逐渐降低：运行初期，惰化速率最快；超过2000h后，惰化速率趋缓。为了充分发挥每层催化剂的残余活性，最大限度利用现有催化剂，通常采用“X+1”模式布置催化剂，初装X层，预留一层。本工程催化剂采用“2+1”布置。
3.2 SCR 烟气脱硝系统旁路设置
3.2.1 省煤器旁路
当锅炉低负荷运行，省煤器出口（即SCR脱硝装置入口）烟气温度较低时，一方面催化剂活性会比较低，另一方面，还原剂氨与烟气中的SO3反应生成的硫酸氢氨和硫酸氨会沉积在催化剂上，进一步降低催化剂的活性，甚至造成催化剂不可逆转的活性降低，因此，一般要求SCR脱硝装置喷氨时烟气的温度要大于320℃。如果省煤器出口的烟气温度低于允许的喷氨温度，为防止硫酸氢铵和硫酸铵在催化剂表面沉积，应立刻停止喷氨。如果要求脱硝装置在省煤器出口温度低于最小喷氨温度时仍然运行，就需要加装省煤器旁路，以提高SCR脱硝装置入口的烟气温度。最低喷氨温度主要取决于烟气中的SO3浓度，省煤器旁路的设计要求主要是保证进入脱硝装置的烟气温度在SCR法脱硝最低运行温度以上，并保证两部分烟气在进入SCR反应器之前均匀混合。根据现场锅炉运行记录和摸底试验测试结果显示，在低负荷条件下，空预器入口烟温仍能达到300℃左右，明显高于本项目的最低喷氨温度（268℃），因此本项目无需设置省煤器旁路。
3.2.2 反应器旁路
环境保护部颁发的《火电厂烟气脱硝工程技术规范—选择性催化还原法》（HT563-2010）中明确规定“脱硝系统不得设置反应器旁路”。针对不设置SCR反应器旁路时的催化剂烧结、烟气结露等问题，可采用下述措施。
3.2.2.1 防止催化剂烧结的应对措施
如果催化剂设计温度选用过高，催化剂以及与之相关的反应器等成本就会升高； 如果设计温度选用过低，一旦在运行中省煤器出口温度超过了允许值，就必须降机组锅炉负荷运行，否则，催化剂就会因烧结而失去部分活性。因此要避免催化剂的烧结，就需要提出SCR 脱硝系统的适合的设计温度，让催化剂供应商合理选择配方以及生产工艺，提供满足运行要求的催化剂。
3.2.2.2 锅炉启动时烟气结露的应对措施
在锅炉点火时催化剂处于冷态的情况下，烟气通过反应器的时候会在催化剂表面结露，影响催化剂活性与使用寿命。为避免结露，可采用空气加热系统对催化剂进行预热。SCR脱硝系统停运时，催化剂也可采用空气加热系统进行保护，以确保反应器内空气的相对湿度处于较低的水平，让催化剂在SCR脱硝系统停运时不发生寿命损耗。
3.3 辅助设备
4 结语
脱硝改造工程的实施，大幅度降低了NOx排放量，而且不会产生二次污染物，很好的贯彻响应了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的严格要求。通过对SCR烟气脱硝工程技术中几个关键技术问题进行深入的探讨与研究，并提出了相应的解决措施，从而为提高SCR烟气脱硝工程技术水平提供借鉴。
参考文献
[1] HJ 562-2010，火电厂烟气脱硝工程技术规范： 选择性催化还原法[S].
[2] 雷会斌.燃煤机组采用SCR脱硝技术对锅炉空预器的影响.能源研究与利用，2012年第6期.
[3] 王义兵，孙叶柱，陈丰，等.火电厂SCR 烟气脱硝催化剂特性及其应用[J].电力环境保护，2009，25（4）：13-15.
[4] 韦正乐.燃煤发电厂SCR 烟气脱硝系统的研究[J].广东化工，2010（11）：124～125.