有关燃煤电站的锅炉烟气脱硝SCR法分析

有关燃煤电站的锅炉烟气脱硝SCR法分析

任锐

（西安热工研究院有限公司陕西西安710054）

摘要：SCR脱硝技术是指在催化剂的作用下，还原剂（液氨）与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx。其工艺工艺流程是：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反应器上游的烟气中；充分混合后的还原剂和烟气在SCR反应器中催化剂的作用下发生反应，去除NOx。本文就此展开相关讨论。

关键词：脱销工艺催化剂全负荷SCR脱硝燃煤电站

前言：烟气脱硝技术在我国的发展比较常迟，对烟气实施脱硝处理的基本方法实际上有很多，通常可以分为湿法、干法以及半干法脱硝。而在这三种技术中，干法又可以根据脱硝原理分为选择性催化还原法（即SCR）以及非催化还原法（即SNCR）、电子束照法、光催化法和碳热还原法；另外湿法可根据脱硝性质分为水吸收法、碱吸收法以及洛合吸收法、水吸收法、半干法可按照原理分为吸收法、催化氧化法以及活性碳吸收法。本文主要就燃煤电站的锅炉烟气脱硝SCR法进行讨论。

一、SCR脱销工艺原理

关于SCR脱硝工艺，其在还原介质选择上主要以氨气为主，并将还原剂注入系统、氨储罐以及催化剂反应器设置于系统中。在运行过程中将使氨气向燃烧锅炉烟道进行注入，这样烟气会与注入的氨气混合,在氧气足够且催化剂的应用下，烟气内的NOx便会与氨气进行反应，使H2O、N2等得以生成。但通常因催化剂的存在，烟气内部分SO2很可能发生氧化反应，生成SO3，若反应过程中有H2O的参与，SO3还可能与部分未反应氨发生反应，最终产生不利于反应的物质，如硫酸氨或硫酸氢氨等。

二、静态混合器在SCR脱硝工艺的主要作用

SCR脱硝工艺在燃煤锅炉烟气控制中，往往将静态混合器引入其中。该设备区别于传统搅拌器，未将运动部件设置其中，但却能够依托于其自身内部单元完成相关动作。将其与SCR脱硝系统相互配合，使氨气与烟气在进入SCR反应器前便可均匀混合，可达到涡流扰动直接混合的目标，能够使催化剂在反应器中的反应更为充分，因NOx含量的降低，而使脱硝效率得以提高。但需注意，静态混合器在应用过程中，要求做好安装工作，确保其综合性能得到发挥。

三、SCR催化剂概述

催化剂是SCR脱硝系统的核心部件，其性能对脱硝效果有直接影响。而烟气温度对反应速度和催化剂的反应活性及寿命有决定作用，是影响SCR脱硝效率的重要因素之一。目前国内燃煤电站常用的SCR催化剂为中温催化剂，正常活性温度区间一般为320～400℃。锅炉省煤器和空预器之间的烟气温度与这个温度范围接近，因此，国内燃煤电站SCR脱硝装置一般布置在锅炉省煤器和空预器之间。SCR催化剂最佳反应温度窗口为340～380℃，入口烟温在360～380℃以下时，SCR反应效率随着温度的提高而提高，相应的氨逃逸率则逐渐降低。

当烟气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，NH3与SO3和H2O反应生成（NH4）2SO4或NH4HSO4，减少与NOx的反应，降低脱硝效率，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂通道或微孔，降低催化剂的活性，同时局部堵塞还会造成催化剂的磨损。另外，如果烟气温度高于催化剂的适用温度，会导致催化剂通道和微孔发生变形，有效通道和面积减少，从而使催化剂失活，缩短催化剂的使用寿命。典型燃煤锅炉烟气SCR脱硝工艺流程为：锅炉→省煤器→脱硝反应器→空预器→除尘脱硫装置→引风机→烟囱。

现行可用于SCR工艺中的催化剂主要包括两种类型，即：①蜂窝式催化剂，其在骨架材料选用方面主要以二氧化钛为主，并配合V2O5的使用，可使应用效果更为明显。②板式催化剂，该类型催化剂在基材选择上多以金属板为主，通过烧结而成型。除此之外，现行市场中常见的催化剂也包括以陶瓷板、玻璃纤维板为骨架材料制作的催化剂，可将其称为波纹式催化剂。从催化剂的构成上看，其不仅将活性成分融入其中，且有较多承载材料如SO2或TO2等引入。以氧化钛催化剂为例，其在构成上约有90%以上为二氧化钛，且包含5%～10%的三氧化钨、三氧化钼，并有较少的活化成分五氧化二钒。

在实际选择过程中应以NOx浓度、烟气流速以及省煤器和空预器的布置情况作为依据，并结合催化剂使用周期、氨逃逸率范围以及SO2转化率范围等。以氧化钛基为例，其是SCR高温工艺下常用的催化剂之一，若其涵盖的V2O5含量较多，便会使脱硝效率得以提高。但含量过高情况下，SO2很容易转化为SO3，所以需保证V2O5含量上维持在2%以内，且将WO3融入其中，有利于对SO2的转换进行控制。同时应注意在催化剂使用过程中，应进行3层或4层的催化剂安装空间的设置，其目的在于使催化剂的更换周期得以延长。另外，在还原剂选择过程中，常用的主要以氨水溶液、无水液氨以及尿素水溶液为主。

四、全负荷SCR脱硝技术

全负荷SCR脱硝技术一般分为两类：①催化剂改造为低温催化剂，使得催化剂能够满足低负荷时烟气温度的运行要求。②提高进入SCR烟气的温度，控制机组在任意负荷下反应器中烟气温度均在320℃～420℃之间。现在低温催化剂技术尚在实验室阶段，只能采用低负荷时提高烟气温度的方法，采取的改造方案主要有以下几种：①增加省煤器烟气旁路。②增加省煤器工质旁路。③省煤器采取分组布置。④低负荷时提高给水的温度。

增加省煤器烟气旁路技术主要是采用减少经过省煤器用于给水加热的烟气，通过旁路直接进入SCR装置的方法，提高进入SCR反应区烟气的温度。在省煤器旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路挡板的开度可以控制直接进入SCR反应区的烟气量，进而可以控制烟气温度。增加省煤器烟气旁路带来的问题如下：①由于烟气从省煤器旁路流走，不能给给水加热，必然会降低锅炉的热效率（0.5%～1%），增加煤耗。②省煤器旁路烟道挡板经过长期运行可能造成堵灰，影响系统稳定运行。③通过省煤器烟气旁路进入SCR反应区的烟气会扰乱烟气流场，干扰脱硝系统运行。④由于减少了给水加热量，要对锅炉热平衡及锅炉性能进行充分计算后实施改造。

增加省煤器工质旁路技术主要是给通过省煤器换热的给水增加一旁路，减少给水在省煤器处的换热，进而减少经过省煤器时烟气的热损失，最终提高进入SCR反应器的烟气温度。该方法可以通过调节给水旁路调节门的开度，调节烟气温度。增加省煤器工质旁路带来的问题如下：①由于给水的换热系数为烟气换热系数的1/83，远远小于烟气的换热系数，通过给水旁路能够提高进入SCR反应器的烟气温度，但是效果不明显，要明显差于省煤器烟气旁路。②由于进入省煤器的给水量减少，会导致省煤器出口处给水温度升高，极端情况会造成省煤器出口处给水气化，烧坏省煤器。③由于省煤器给水旁路的存在，导致给水换热效果降低，增加排烟热损失，降低锅炉的热效率（0.5%～1.5%）。

五、结束语

总之，随着经济的发展同时伴随着耗电量的剧增，使得燃煤电厂的烟气排放成为重点关注对象。本文对SCR脱硝技术的原理进行相关分析，重点对SCR催化剂进行说明，并进一步提出了全负荷SCR脱硝技术。以期为今后的相关工作提供指导。

参考文献

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