高 翔，蘇軍勝

(1.華北電力大學(xué) 研究生學(xué)院，石家莊 050310; 2.華能上安電廠，石家莊 050310)

SCR技術(shù)在華能上安電廠600 MW機(jī)組上的可行性研究

高 翔1，蘇軍勝2

(1.華北電力大學(xué) 研究生學(xué)院，石家莊 050310; 2.華能上安電廠，石家莊 050310)

文中結(jié)合華能上安電廠600 MW機(jī)組煙氣脫硝改造工程實(shí)例，對火電廠煙氣脫硝改造工程的可行性從工藝的選擇、催化劑的選擇、還原劑的選擇等幾個方面進(jìn)行研究探討。提出了脫硝改造工程的特點(diǎn)和一些關(guān)鍵問題的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。

選擇性催化還原(SCR); NOx；600 MW鍋爐；可行性；改造

0 引 言

NOx是一氧化氮(NO)和二氧化氮(NO2)等多種氮氧化物的統(tǒng)稱，是大氣中一種主要的污染物。NOx主要來源于燃料的燃燒，天然氣、重油、煤炭等天然礦物燃料在燃燒過程生成的NOx中N0占90%，其余為NO2[1]。2008年根據(jù)專家預(yù)測，如果不采取有效的污染控制措施，隨著燃煤工業(yè)的發(fā)展，在未來5～10 a內(nèi)，NOx排放量可能超過SO2成為第一大酸性氣體污染物[2-3]。N0x不僅是酸雨形成的主要原因，而且可與碳?xì)浠锏确磻?yīng)形成光化學(xué)煙霧，同時其對動植物生長還有很多負(fù)面影響[4-5]，所以世界各發(fā)達(dá)國家都對其的排放進(jìn)行了限制。

2012年國家對標(biāo)準(zhǔn)又進(jìn)行了修訂，新標(biāo)準(zhǔn)為GB 13223-2011代替了GB 13323-2003，新標(biāo)準(zhǔn)于2012年1月1日開始實(shí)施。新標(biāo)準(zhǔn)調(diào)整了大氣污染物排放濃度限值，并規(guī)定了現(xiàn)有火電鍋爐達(dá)到更加嚴(yán)格的排放濃度限值的時限。其中更是明確指出除W型火焰爐膛的火力發(fā)電鍋爐，現(xiàn)有循環(huán)流化床火力發(fā)電鍋爐，以及2003年12月31日前建成投或通過建設(shè)項(xiàng)目環(huán)境影響報告書審批的火力發(fā)電鍋爐執(zhí)行200 mg/m3氮氧化物(以NO2計)的排放標(biāo)準(zhǔn)外，其余新建或者是現(xiàn)有的所有鍋爐都執(zhí)行小于100 mg/m3氮氧化物(以NO2計)的排放標(biāo)準(zhǔn)。并且規(guī)定了自2014年7月1日起，現(xiàn)有火力發(fā)電鍋爐氮氧化物排放必須達(dá)到規(guī)定的排放限值。這就使得火力發(fā)電廠的脫銷改造更加的緊迫。

1 華能上安電廠#5號機(jī)組脫銷改造背景

華能上安電廠#5號機(jī)組為600 WM超臨界空冷機(jī)組，于2008年6月建成投產(chǎn)，各種污染物均達(dá)標(biāo)排放。隨著我國環(huán)境保護(hù)力度的加大，新的排放標(biāo)準(zhǔn)的頒布，氮氧化物已成為繼二氧化硫之后“十二五”環(huán)保工作治理的重點(diǎn)。我廠煙氣脫硝技改工程已列入河北省和石家莊市“十二五”重點(diǎn)減排工程，且要求在2014年前全部完成，為順利完成氮氧化物減排任務(wù)，達(dá)到新的排放標(biāo)準(zhǔn)，必須對#5機(jī)組實(shí)施煙氣脫硝改造。

本期煙氣脫硝技改工程共安裝600 WM機(jī)組100%煙氣量的脫硝裝置，并對引風(fēng)機(jī)、煙道等設(shè)備進(jìn)行必要的改造。采用液氨為吸收劑的選擇性催化還原法(SCR)脫硝技術(shù)，設(shè)計效率為85%，設(shè)備可用率≥98%，使用壽命30年。由于在建設(shè)階段已經(jīng)考慮了預(yù)留脫硝空間，本工程采用鋼結(jié)構(gòu)支架形式，對原有的鋼架進(jìn)行加固，將脫硝裝置支撐在鍋爐與除塵器之間的煙道上方。

2 脫硝工藝的可行性研究

目前普遍采用的燃燒中NOx控制技術(shù)即為低NOx燃燒技術(shù)，主要NOx燃燒器、空氣分級燃燒和燃料分級燃燒。燃燒方式的改進(jìn)通常是一種相對簡便易行的減少NOx排放的措施，但這種措施會帶來燃燒效率的降低，不完全燃燒損失增加，而且NOx的脫除率也不夠高，因此隨著環(huán)保要求的不斷提高，燃燒的后處理越來越成為必然[6]。應(yīng)用在燃煤電站鍋爐上的成熟煙氣脫硝技術(shù)主要有選擇性催化還原技術(shù)(Selective Catalytic Reduction ，簡稱 SCR)、選擇性非催化還原技術(shù)(Selective No n-Catalytic Reduction，簡稱 SNCR)以及 SNCR/SCR混合煙氣脫硝技術(shù)等成熟技術(shù)[7]。

2.1 脫硝工藝選擇的原則

根據(jù)以上對脫硝工藝的簡單介紹，控制火電廠NOx排放有很多種方法，各種脫硝工藝工程投資和脫硝效率各不相同，選擇何種脫硝工藝一般可根據(jù)以下幾個方面綜合考慮：

(1)NOx排放濃度和排放量必須滿足國家和當(dāng)?shù)卣h(huán)保要求。

(2)脫硝工藝要適用于工程已確定的煤種條件，并考慮燃煤來源的變化可能性。

(3)脫硝工藝要做到技術(shù)成熟、設(shè)備運(yùn)行可靠,并有較多成功的運(yùn)行業(yè)績。

(4)根據(jù)工程的實(shí)際情況盡量減少脫硝裝置的建設(shè)投資。

(5)脫硝裝置應(yīng)布置合理。

(6)脫硝劑要有穩(wěn)定可靠的來源。

(7)脫硝工藝脫硝劑、水和能源等消耗少，盡量減少運(yùn)行費(fèi)用。

(8)檢修和維護(hù)費(fèi)用小。

2.2 幾種煙氣脫硝技術(shù)設(shè)計參數(shù)比較

幾種煙氣脫硝技術(shù)設(shè)計參數(shù)比較見表1。

表1 三種常用脫硝技術(shù)的比較

續(xù)表1

項(xiàng)目SCRSNCR/SCR混合型SNCR系統(tǒng)壓力損失催化劑會造成壓力損失催化劑用量較SCR小，產(chǎn)生的壓力損失相對較低沒有壓力損失燃料的影響高灰分會磨耗催化劑，堿金屬氧化物會使催化劑鈍化影響與SCR相同無影響鍋爐的影響受省煤器出口煙氣溫度的影響受爐膛內(nèi)煙氣流速及溫度分布的影響與SNCR/SCR混合系統(tǒng)影響相同

2.3 脫硝工藝選擇的結(jié)論

工程屬于改造工程，因此，在實(shí)施脫硝改造的同時盡可能減少停爐的經(jīng)濟(jì)損失是至關(guān)重要的。如采用SNCR方法或者SNCR/SCR混合法，對鍋爐本體改動太大，可能會對鍋爐的燃燒、傳熱產(chǎn)生較大影響，需要停爐時間較長，且SNCR法的脫硝效率不滿足要求，故不推薦此兩種方法。

選擇性催化還原法(SCR)，該方法脫硝效率高，工藝成熟，在全世界脫硝方法中占主導(dǎo)地位，目前國內(nèi)有眾多同類型機(jī)組煙氣脫硝工程基本都采用SCR脫硝技術(shù)，故本脫硝工程推薦采用 SCR技術(shù)。

3 催化劑的選擇

目前，國、內(nèi)外用于SCR法脫硝的催化劑主要分為蜂窩式、平板式和波紋式3種。蜂窩式催化劑為整體擠出成型，而板式催化劑是在不銹鋼篩孔板上壓覆V2O5和WO3等活性物質(zhì)，經(jīng)干燥煅燒后得到的。蜂窩式催化劑載體的主要成分為TiO2，除此之外還包括活性組分V2O5(或偏釩酸銨鹽)、助催化劑WO3/Mo O3(或鎢酸銨/鉬酸銨)。波紋式催化劑外形如起伏的波紋，中間有空隙通道。

3.1 催化劑選擇的原則

在工程的實(shí)際應(yīng)用中，選擇催化劑應(yīng)考慮如下幾點(diǎn)：

(1)應(yīng)根據(jù)鍋爐飛灰的特性合理選擇孔徑大小并設(shè)計有防堵灰措施，以確保催化劑不堵灰。

(2)催化劑模塊必須設(shè)計有效防止煙氣短路的密封系統(tǒng)，密封裝置的壽命不低于催化劑的壽命。催化劑各層模塊一般應(yīng)規(guī)格統(tǒng)一、具有互換性。

(3)催化劑設(shè)計應(yīng)考慮燃料中含有的任何微量元素可能導(dǎo)致的催化劑中毒。

(4)催化劑應(yīng)采用模塊化設(shè)計以減少更換催化劑的時間。

(5)模塊應(yīng)采用鋼結(jié)構(gòu)框架，并便于運(yùn)輸 、安裝、起吊。

(6)催化劑能滿足煙氣溫度≤400 ℃ 的情況下長期運(yùn)行，同時催化劑應(yīng)能承受運(yùn)行溫度420 ℃， ≥5 h的考驗(yàn)，而不產(chǎn)生任何損壞。

(7)催化劑保證壽命>24 000運(yùn)行小時。還應(yīng)有防止催化劑中毒和碎裂的措施。

(8)催化劑應(yīng)能保證較低的氦逃逸率和SO 2/SO 3轉(zhuǎn)化率。通常應(yīng)能確保氨的逃逸<3 mg/m3，SO 2/SO 3 轉(zhuǎn)化率應(yīng)<1%。

(9)催化劑的設(shè)計應(yīng)考慮到煙氣流速與氨/氮摩爾比的不穩(wěn)定因素。

3.2 幾種催化劑的比較

3.3 工程實(shí)際燃用煤種的資料和SCR裝置入口煙氣參數(shù)

表3 煤種的各項(xiàng)參數(shù)指標(biāo)

續(xù)表3

項(xiàng)目單位設(shè)計煤種SCR入口含塵濃度g/Nm3～39收到基灰份%34．15～32．16煤灰中氧化鈣%4．30～2．72煤灰中二氧化硅%53．83～54．37煤灰中三氧化二鋁%28．68～31．79SiO2/Al2O3比值1．88～1．71煤灰中氧化鎂%0．70～0．64煤灰中氧化鈉%0．40

3.4 催化劑結(jié)論

項(xiàng)目在催化劑選型方面應(yīng)當(dāng)重點(diǎn)考慮的是飛灰含量過高的問題 ，以及飛灰磨損性較強(qiáng)的問題 ，CaO和堿金屬中毒問題不是主要問題。這樣就限定了催化劑的形式選擇，在39 g/m3的煙塵含量下，催化劑的選擇應(yīng)當(dāng)在蜂窩式和板式催化劑之間選擇。工程煙塵含量雖然較高(39 g/m3)，但并未超過蜂窩催化劑的使用極值(50 g/m3)，所以宜采用蜂窩催化劑。

4 還原劑的選擇

在SCR系統(tǒng)中，是靠氨和NOx反應(yīng)，來達(dá)到脫硝的目的。穩(wěn)定、可靠的氨系統(tǒng)才能保證SCR系統(tǒng)的良好運(yùn)行。所以，一個良好的氨系統(tǒng)在整個SCR系統(tǒng)中是不可或缺的。

制氨一般有三種方法：尿素法，純氨法，氨水法。氨系統(tǒng)的三種方法中，使用尿素制氨的方法最安全，但是，其投資、運(yùn)行總費(fèi)用最高；純氨的運(yùn)行、投資費(fèi)用最低，但是，純氨的存儲需要較高的壓力，安全性要求較高。氨水介于兩者之間。根據(jù)國內(nèi)外制造廠商的介紹，在日本和中國臺灣均采用純氨法，在歐洲根據(jù)不同地區(qū)的情況三種方法均有應(yīng)用。

在國內(nèi)脫硝工程中，絕大多數(shù)脫硝工程采用純氨制備氨氣。考慮到純氨作為脫硝還原劑具有初投資低、運(yùn)行費(fèi)用低等優(yōu)點(diǎn)，因此，本工程擬選擇脫硝還原劑為液氨。純氨為通用的化工產(chǎn)品，可從市場采購到；通過市場調(diào)查，市場上純氨貨源供應(yīng)較為豐富，純氨來源可以滿足本工程的需要。工程液氨擬采用衡水地區(qū)生產(chǎn)的液氨。運(yùn)輸采用專用槽車運(yùn)送還原劑，由廠家送貨至電廠。

5 SCR反應(yīng)器布置

根據(jù)上述介紹，脫硝裝置可以布置在三種位置，從成本角度看，高含塵布置占有很大的優(yōu)勢，目前催化劑的生產(chǎn)廠家也在開發(fā)越來越適應(yīng)高含塵煙氣的催化劑，而且國內(nèi)目前基本所有的大容量機(jī)組都采用高含塵布置方案。本工程屬于改造工程，總體布置方案已經(jīng)確定，因此低含塵布置是不可行；而冷段布置需要在SCR前煙道內(nèi)加裝燃油或燃燒天然氣的燃燒器來加熱煙氣，運(yùn)行費(fèi)用太高；因此本工程脫硝裝置推薦采用高含塵布置方案。

高含塵布置方案有兩種布置選擇：

(1)將SCR裝置布置在空氣預(yù)熱器的上方，即把空預(yù)器拉出，SCR反應(yīng)器布置在鍋爐構(gòu)架內(nèi)的方案，SCR裝置支撐結(jié)構(gòu)與鍋爐鋼架統(tǒng)籌設(shè)計。

(2)利用一次風(fēng)機(jī)和送風(fēng)機(jī)區(qū)域支架，將SCR裝置布置在支架的上方。電除塵前的一次風(fēng)機(jī)、送風(fēng)機(jī)支架柱網(wǎng)的布置要滿足SCR 裝置的布置及支吊、SCR進(jìn)出口煙道的布置等；樁基和基礎(chǔ)設(shè)計時考慮SCR荷載。

對于工程要把空氣預(yù)熱器拉出，將SCR反應(yīng)器放置在鍋爐構(gòu)架內(nèi)，需要對鍋爐本體的鋼架、基礎(chǔ)進(jìn)行重新設(shè)計，需要改動眾多煙風(fēng)道如，熱一次風(fēng)、熱二次風(fēng)、熱風(fēng)再循環(huán)管道，而且本工程爐后整體布置已經(jīng)確定，要增加鍋爐的占地面積是不大可能的。目前工程空氣預(yù)熱器和省煤器之間的煙道空間很小，無法布置SCR反應(yīng)器，所以SCR 放在鍋爐爐架內(nèi)不可行。因此，工程將SCR反應(yīng)器布置在一次風(fēng)機(jī)、送風(fēng)機(jī)支架區(qū)域的上方。

6 兩個旁路的可行性探討

脫硝工程采用高含塵布置方案。煙氣在鍋爐省煤器出口處被平均分為兩路，每路煙氣并行進(jìn)入一個垂直布置的SCR 反應(yīng)器里，即每臺鍋爐配有二個反應(yīng)器，煙氣經(jīng)過均流器后進(jìn)入催化劑層，然后煙氣進(jìn)入空預(yù)器、電除塵器、引風(fēng)機(jī)和脫硫裝置后，排入煙囪。在進(jìn)入煙氣催化劑前設(shè)有氨注入的系統(tǒng)，煙氣與氨氣充分混合后進(jìn)入催化劑反應(yīng)，脫去NOx。

在煙氣系統(tǒng)中根據(jù)不同需要，可以設(shè)置SCR 反應(yīng)器旁路和省煤器旁路，分別描述如下：

6.1 SCR 反應(yīng)器旁路

SCR反應(yīng)器旁路設(shè)置的目的：一是為了機(jī)組在冷啟動時不使催化劑受到損害；二是為了機(jī)組在長期不投運(yùn)時節(jié)約引風(fēng)機(jī)的電耗。對于是否設(shè)置SCR反應(yīng)器旁路，有兩種不同的觀點(diǎn)： 需要設(shè)置旁路：在機(jī)組啟動的時候(這時候由于煙氣溫度還沒有到催化劑的反應(yīng)溫度)使用，以避免催化劑受到損害。另一個用途是機(jī)組在啟動或不投運(yùn)的時候，煙氣通過旁路至空預(yù)器，以便節(jié)約引風(fēng)機(jī)的電耗，這種情況在美國應(yīng)用較多，但是在這種情況下，為避免反應(yīng)器冷卻后，產(chǎn)生凝結(jié)水，需要設(shè)置反應(yīng)器的加熱系統(tǒng)，因而大大增加了系統(tǒng)的投資。 不需要設(shè)置旁路：此觀點(diǎn)認(rèn)為機(jī)組冷啟動的次數(shù)比較少，因此對催化劑的影響也不會太大，而且設(shè)置旁路煙道時，由于要增加擋板，投資比較高，系統(tǒng)也比較復(fù)雜，而且在長期不用旁路煙道時會造成擋板前積灰嚴(yán)重，開啟時容易卡澀，而擋板開啟且易造成大量灰進(jìn)入空預(yù)器，可能會造成空預(yù)器堵灰而停用。

設(shè)置旁路的系統(tǒng)比較復(fù)雜，系統(tǒng)投資高，而且環(huán)保法規(guī)將越來越嚴(yán)格，脫硝系統(tǒng)長期停用的可能性不大。還有一種觀點(diǎn)認(rèn)為設(shè)置旁路時可以將脫硝系統(tǒng)在鍋爐運(yùn)行時隔離檢修，但是實(shí)際情況下，由于煙氣擋板的密封性不可靠，在鍋爐運(yùn)行中檢修脫硝系統(tǒng)的可能性很小，在不設(shè)置旁路時，可以在鍋爐小修時同時檢修。因此，工程建議不采用SCR 反應(yīng)器旁路系統(tǒng)。

6.2 省煤器旁路

省煤器旁路設(shè)置的目的是為了機(jī)組在低負(fù)荷時，保證SCR 入口煙氣溫度而設(shè)置的。一般對SCR入口溫度的要求大約是295～400 ℃，根據(jù)電廠委托西安熱工研究院有限公司于2011年11月8日進(jìn)行的《華能上安電廠三期機(jī)組2×600 MW鍋爐機(jī)組脫硝技改工程摸底試驗(yàn)報告》，當(dāng)鍋爐在滿負(fù)荷(600 MW)運(yùn)行時，省煤器出口煙氣溫度375.0 ℃，當(dāng)鍋爐在最低穩(wěn)燃負(fù)荷(不低于50%BMCR工況，試驗(yàn)在機(jī)組負(fù)荷320 MW時進(jìn)行，約相當(dāng)于52%BMCR工況)，省煤器出口煙氣溫度約349. 6 ℃，遠(yuǎn)高于最低噴氨溫度(約295 ℃)，可以不必考慮特殊技術(shù)措施。

另外從鍋爐結(jié)構(gòu)上看，如引出高溫?zé)煔馀月?，有兩個缺點(diǎn)：

(1)由于煙氣引出，將減少省煤器吸熱，破壞原熱平衡，影響鍋爐效率；

(2)增加旁路后，將影響鍋爐本體受熱面的布置，鋼架也將相應(yīng)改變。

綜上所述，并結(jié)合工程實(shí)際情況，本工程建議不設(shè)省煤器旁路。

7 結(jié)束語

根據(jù)新的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》許多已經(jīng)投產(chǎn)發(fā)電的機(jī)組面臨脫銷改造的任務(wù)。本文針對華能上安電廠#5機(jī)組的SCR改造從幾個方面進(jìn)行了可行性的研究，對其它機(jī)組的脫銷改造提供了寶貴的經(jīng)驗(yàn)。從總體來看，此次華能上安電廠#5機(jī)組的SCR改造后經(jīng)過實(shí)踐運(yùn)行證明，相關(guān)參數(shù)滿足了《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223-2011)現(xiàn)有燃煤鍋爐NOx(以NO2計)排放限值100 mg/Nm3的要求。此外，氨逃逸、設(shè)備可用率等關(guān)鍵參數(shù)也滿足設(shè)計值。

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The Feasibility Study of the SCR Technology in 600 MW Unit of Huaneng Shang'an Power Plant.

GAO Xiang1, SU Jun-sheng2

(1.North China Electric Power University，Graduate Studies，Shang'an Power Plant，Shijiazhuang 050310, China; 2. Shang'an Power Plant，Shijiazhuang 050310, China)

In this paper, combined with the Huaneng shang'an Power Plant Units 600MW flue gas denitration renovation project examples, the thermal power plant flue gas denitration renovation project feasibility from the process of selection, selection of catalyst, the selection of reducing agent and so on several aspects of research. The removal of nitrate and some key problems of engineering practice.

Selective Catalytic Reduction (SCR); NOx; 600 MW boiler; Feasibility; Transformation

2014-12-27

2015-02-05

高 翔，男，華北電力大學(xué)研究生學(xué)院。

10.3969/j.issn.1009-3230.2015.02.007

TK229.4

B

1009-3230(2015)02-0022-05