火電廠煙氣脫硝工程實例及經驗

摘 要：介紹大唐許昌禹龍發電有限責任公司2×660 MW機組煙氣脫硝工程實例，結合實例對還原劑和催化劑的選擇提出了建議，并對火電廠的煙氣脫硝系統的優化設計提出改進建議。

關鍵詞：火電廠煙氣脫硝；還原劑；催化劑；優化設計

中圖分類號：X701 文獻標識碼：A 文章編號：1006-8937（2013）35-0176-02

我國發電技術70%以火力發電為主，火力發電主要靠煤炭提供燃料，根據中電聯發布的2011年全國電力供需情況及2012年分析預測，截止2011年我國電力裝機容量為10.56億 kW（其中煤電7億 kW左右），占全部裝機容量的70%左右。伴隨國民經濟的快速發展，燃煤造成的大氣污染日趨嚴重，主要是燃煤煙氣中的二氧化硫（SO2）及氮氧化物（NOx），是大氣污染的主要污染物。隨著火電廠煙氣脫硫技術的發展與成熟及國家對二氧化硫排放的嚴格控制，火電廠二氧化硫的排放已得到有效遏制，因此控制燃煤產生的氮氧化物（NOx）排放成為治理大氣污染的迫切任務之一。國家環境保護部2011年出臺了新的大氣污染物排放標準，提高對已建和新建火電廠氮氧化物（NOx）的排放標準，因此火電廠安裝脫硝裝置勢在必行。本文結合大唐許昌禹龍發電有限責任公司2×660 MW機組煙氣脫硝工程實例，對火電廠的煙氣脫硝工程提出一些建議與想法。

1 禹龍電廠脫硝工程簡介

大唐許昌禹龍發電有限責任公司積極響應國家“十二五”節能減排政策的要求，主動投資1億元在兩臺660MW機組中配套建設了煙氣脫硝裝置，是新建機組同步安裝脫硫脫硝裝置的重點工程，該工程采用“高含塵布置方式”的選擇性催化還原法（SCR）、雙煙道雙反應器帶旁路煙道布置方式、還原劑采用液氨脫硝。脫硝裝置在設計煤種、鍋爐最大工況（BMCR）、處理100%煙氣量條件下脫硝率不小于80%。

本脫硝工程采用EPC總包模式，包括脫硝系統在內所必需具備的工藝系統設計、設備選擇、采購、運輸及儲存、制造、土建建（構）筑物的設計、建設全過程的技術指導、安裝、調試、試驗及檢查、試運行、考核驗收、消缺、培訓和最終交付投產等，并能滿足鍋爐正常運行的需要。

大唐許昌禹龍發電有限責任公司2臺660 MW燃煤發電機組煙氣脫硝裝置于2011年11月30日順利通過168 h試運行，成為河南省首家實施煙氣脫硝的綠色環保型電廠。

2 可行性研究中的重點事項

2.1 煙氣脫硝技術的選擇

目前工業應用比較成熟的煙氣脫硝技術，主要有選擇性非催化還原法（SNCR）和選擇性催化還原法（SCR）。

SNCR煙氣脫硝技術所需設備占地面積小，投資少，不需要另外設立反應器，且不采用催化劑系統不存在壓力損失且不會對下游設備造成影響。但SNCR脫硝效率較低，一般不超過40%。目前在國內的燃煤電站鍋爐上已有采用該法的運行經驗，但市場占有率較低。

SCR煙氣脫硝技術效率較高，可達80%～90%，但工程造價較高，且由于使用催化劑，容易造成下游的空預器堵塞，同時催化劑的存在使系統的壓力損失增大。在滿足日益嚴格的排放標準條件下，SCR煙氣脫硝技術被公認為最有效、最徹底的方法，得到廣泛的應用。SCR脫硝系統主要由反應器、催化劑和還原劑貯存和噴射系統所組成。主要原理為：在催化劑存在時，利用氨將煙氣中的NOx還原生產無害的氮氣和水。

2.2 還原劑制備工藝的選擇

SCR煙氣脫硝技術主要是通過氨和煙氣中的NOx反應來達到脫硝的目的。因此，穩定、可靠的氨系統才能保證SCR系統的良好運行。目前制氨一般有三種方法：尿素法，純氨法，氨水法。在選擇制氨方法的時候，要充分考慮安全性、儲存條件和方式、初投資費用、運輸費用、設備安全等。這三種脫硝劑中，使用尿素制氨的方法最安全，但是其投資、運行總費用最高；純氨的運行、投資費用最低，但是，純氨的存貯需要較高的壓力，安全性要求較高。氨水介于兩者之間，此方法多用于氨水來源豐富，且運輸非常方便的電廠煙氣脫硝，實際上氨水方法應用很少。

上述三種脫硝劑均有應用業績。純氨法應用最廣泛，由于其貯運量小，有利于布置，根據環保部發布的《火電廠氮氧化物防治技術政策》（環發[2010]10號）第4.4.3條規定，當火電廠位于人口稠密地區時宜選用尿素分解法制備脫硝還原劑。許昌禹龍發電有限責任公司遠離市區，不屬人口稠密地區，因此將純氨法作為本工程的首選方案。

2.3 催化劑的選擇

催化劑一般由基材、載體和活性成分組成。基材是催化劑形狀的骨架，主要由鋼或陶瓷構成，根據外觀形狀可分為蜂窩式、板式與波紋式三種。載體和活性成分的礦物組成比較接近，都是以TiO2（含量約80～90%）作為載體，以V2O5（含量約1～2%）作為活性材料，以WO3或MoO3（含量約占3～7%）作為輔助活性材料，具有相同的化學特性，但外觀形狀的不同導致物理特性存在較大差異。與其它兩種相比，蜂窩式催化劑單位體積的有效表面積大，要達到相同的脫硝效果，所需的催化劑量較少，因此，本項目選用采用蜂窩狀催化劑。

3.1 旁路煙道的優化

設置脫硝反應器旁路煙道既有優點也有缺點。采用SCR技術的脫硝裝置，對進入催化劑的煙氣溫度有一定的要求，一般要求控制在（300～400 ℃）溫度范圍，當機組負荷較低時，煙氣溫度就不能滿足脫硝噴氨的要求，必須停止向煙道內噴氨，相當于脫硝裝置退出運行，此時煙氣若走旁路就可以使SCR脫硝裝置的阻力被旁路，降低了引風機的電耗，同時也保護了SCR脫硝裝置中最昂貴的設備——催化劑。

同樣設置脫硝反應器旁路煙道也存在一些缺點。設置SCR脫硝裝置反應器旁路煙道，將使SCR脫硝裝置的結構布置復雜，許昌禹龍電廠脫硝裝置設置旁路系統，但在實際運行中存在旁路擋板門磨損嚴重，密封不嚴容易漏煙的問題，同時由于進出口電動擋板門不嚴導致反應器積灰、進出口煙道積灰嚴重現象，甚至出現煙道變形問題，為此許昌禹龍電廠經研究將旁路擋板門徹底封堵，相當于取消旁路煙道。

建議新建或改建脫硝工程取消旁路煙道，不僅可以優化系統布局，同時徹底杜絕后續環保方面的問題。

3.2 催化劑采用蜂窩狀或波紋板式的優化

許昌禹龍電廠屬新建機組配套脫硝工程，設計煤種與實際燃燒煤種偏差較大，根據設計要求采用蜂窩狀催化劑，但在實際運行中催化劑堵塞嚴重，且磨損較快，嚴重影響催化劑的壽命。因此選擇何種催化劑型式主要決定于煙氣含塵量、灰顆粒度、灰比重等幾方面因素，特別是新建機組很多基礎數據都是理論計算，與實際運行還存在一定的偏差，選擇時必須綜合考慮。

3.3 設計中其他注意事項

①蒸發器流量調門，避免用彈簧式自動調節門，其調整的范圍只有30～80%，建議更改為氣動或電動調節。

②卸氨管道杜絕軟管連接，政府部門已明令禁止卸液氨時用軟管連接，應采用萬向膠接裝置。

③催化劑與反應器外殼不能硬連接固定，在機組停運時，由于催化劑和反應器外殼冷卻速度不一，導致催化劑受應力拉扯碎裂，建議催化劑搭接在固定平臺上。

4 結 論

利用液氨作為還原劑對火電廠的煙氣采用選擇性催化還原法進行脫硝的工藝，雖然是非常成熟的煙氣脫硝處理工藝，但對新建和改建機組煙氣脫硝系統在工程的可行性研究、工藝方式的選擇、系統針對性優化設計等方面，還有許多有待改進的問題，許昌禹龍電廠2×660 MW機組煙氣脫硝工程對這些問題進行了非常有益的探索，并取得了一些寶貴的經驗，為我國大規模開展煙氣脫硝改造提供良好了的示范作用。

《SA 213-T92管道母材硬度不均異常分析及預防》中對SA 213-T92管材在超（超）臨界機組中廣泛使用中，由于安裝過程中的不正常熱處理工藝導致了管子母材的組織和性能的異常現象進行了原因分析和防范措施的建議，經過分析，我們認為不正常的加熱工藝導致了P92/T92管子母材的組織和性能的異常，如不及時處理并采取防范措施，將會給機組的安全運行帶來很大隱患，特別是疏、放水管本身存在兩相流的沖刷，在管材本身性能下降的前提下更易發生爆破事故。對其他單位在今后安裝或檢修期間對此類特種鋼材的監督檢查重點起到一定的借鑒指導意義。

參考文獻：

[1] 陳杭君，趙華，丁經緯.火電廠煙氣脫硝技術介紹[J].熱力發電， 2005，（2）.