SCR技術在華能上安電廠600 MW機組上的可行性研究

高 翔，蘇軍勝

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

SCR技術在華能上安電廠600 MW機組上的可行性研究

高 翔1，蘇軍勝2

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

文中結合華能上安電廠600 MW機組煙氣脫硝改造工程實例，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行研究探討。提出了脫硝改造工程的特點和一些關鍵問題的實踐經驗。

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年根據專家預測，如果不采取有效的污染控制措施，隨著燃煤工業的發展，在未來5～10 a內，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，而且可與碳氫化物等反應形成光化學煙霧，同時其對動植物生長還有很多負面影響[4-5]，所以世界各發達國家都對其的排放進行了限制。

2012年國家對標準又進行了修訂，新標準為GB 13223-2011代替了GB 13323-2003，新標準于2012年1月1日開始實施。新標準調整了大氣污染物排放濃度限值，并規定了現有火電鍋爐達到更加嚴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電鍋爐，現有循環流化床火力發電鍋爐，以及2003年12月31日前建成投或通過建設項目環境影響報告書審批的火力發電鍋爐執行200 mg/m3氮氧化物(以NO2計)的排放標準外，其余新建或者是現有的所有鍋爐都執行小于100 mg/m3氮氧化物(以NO2計)的排放標準。并且規定了自2014年7月1日起，現有火力發電鍋爐氮氧化物排放必須達到規定的排放限值。這就使得火力發電廠的脫銷改造更加的緊迫。

1 華能上安電廠#5號機組脫銷改造背景

華能上安電廠#5號機組為600 WM超臨界空冷機組，于2008年6月建成投產，各種污染物均達標排放。隨著我國環境保護力度的加大，新的排放標準的頒布，氮氧化物已成為繼二氧化硫之后“十二五”環保工作治理的重點。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，達到新的排放標準，必須對#5機組實施煙氣脫硝改造。

本期煙氣脫硝技改工程共安裝600 WM機組100%煙氣量的脫硝裝置，并對引風機、煙道等設備進行必要的改造。采用液氨為吸收劑的選擇性催化還原法(SCR)脫硝技術，設計效率為85%，設備可用率≥98%，使用壽命30年。由于在建設階段已經考慮了預留脫硝空間，本工程采用鋼結構支架形式，對原有的鋼架進行加固，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控制技術即為低NOx燃燒技術，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，因此隨著環保要求的不斷提高，燃燒的后處理越來越成為必然[6]。應用在燃煤電站鍋爐上的成熟煙氣脫硝技術主要有選擇性催化還原技術(Selective Catalytic Reduction ，簡稱 SCR)、選擇性非催化還原技術(Selective No n-Catalytic Reduction，簡稱 SNCR)以及 SNCR/SCR混合煙氣脫硝技術等成熟技術[7]。

2.1 脫硝工藝選擇的原則

根據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地政府環保要求。

(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成熟、設備運行可靠,并有較多成功的運行業績。

(4)根據工程的實際情況盡量減少脫硝裝置的建設投資。

(5)脫硝裝置應布置合理。

(6)脫硝劑要有穩定可靠的來源。

(7)脫硝工藝脫硝劑、水和能源等消耗少，盡量減少運行費用。

(8)檢修和維護費用小。

2.2 幾種煙氣脫硝技術設計參數比較

幾種煙氣脫硝技術設計參數比較見表1。

表1 三種常用脫硝技術的比較

續表1

項目SCRSNCR/SCR混合型SNCR系統壓力損失催化劑會造成壓力損失催化劑用量較SCR小，產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煙氣流速及溫度分布的影響與SNCR/SCR混合系統影響相同

2.3 脫硝工藝選擇的結論

工程屬于改造工程，因此，在實施脫硝改造的同時盡可能減少停爐的經濟損失是至關重要的。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地位，目前國內有眾多同類型機組煙氣脫硝工程基本都采用SCR脫硝技術，故本脫硝工程推薦采用 SCR技術。

3 催化劑的選擇

目前，國、內外用于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，經干燥煅燒后得到的。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

在工程的實際應用中，選擇催化劑應考慮如下幾點：

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

(2)催化劑模塊必須設計有效防止煙氣短路的密封系統，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規格統一、具有互換性。

(3)催化劑設計應考慮燃料中含有的任何微量元素可能導致的催化劑中毒。

(4)催化劑應采用模塊化設計以減少更換催化劑的時間。

(5)模塊應采用鋼結構框架，并便于運輸 、安裝、起吊。

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

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

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

(9)催化劑的設計應考慮到煙氣流速與氨/氮摩爾比的不穩定因素。

3.2 幾種催化劑的比較

3.3 工程實際燃用煤種的資料和SCR裝置入口煙氣參數

表3 煤種的各項參數指標

續表3

項目單位設計煤種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 催化劑結論

項目在催化劑選型方面應當重點考慮的是飛灰含量過高的問題 ，以及飛灰磨損性較強的問題 ，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，催化劑的選擇應當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系統中，是靠氨和NOx反應，來達到脫硝的目的。穩定、可靠的氨系統才能保證SCR系統的良好運行。所以，一個良好的氨系統在整個SCR系統中是不可或缺的。

制氨一般有三種方法：尿素法，純氨法，氨水法。氨系統的三種方法中，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。根據國內外制造廠商的介紹，在日本和中國臺灣均采用純氨法，在歐洲根據不同地區的情況三種方法均有應用。

在國內脫硝工程中，絕大多數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、運行費用低等優點，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品，可從市場采購到；通過市場調查，市場上純氨貨源供應較為豐富，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生產的液氨。運輸采用專用槽車運送還原劑，由廠家送貨至電廠。

5 SCR反應器布置

根據上述介紹，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勢，目前催化劑的生產廠家也在開發越來越適應高含塵煙氣的催化劑，而且國內目前基本所有的大容量機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前煙道內加裝燃油或燃燒天然氣的燃燒器來加熱煙氣，運行費用太高；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裝置布置在空氣預熱器的上方，即把空預器拉出，SCR反應器布置在鍋爐構架內的方案，SCR裝置支撐結構與鍋爐鋼架統籌設計。

(2)利用一次風機和送風機區域支架，將SCR裝置布置在支架的上方。電除塵前的一次風機、送風機支架柱網的布置要滿足SCR 裝置的布置及支吊、SCR進出口煙道的布置等；樁基和基礎設計時考慮SCR荷載。

對于工程要把空氣預熱器拉出，將SCR反應器放置在鍋爐構架內，需要對鍋爐本體的鋼架、基礎進行重新設計，需要改動眾多煙風道如，熱一次風、熱二次風、熱風再循環管道，而且本工程爐后整體布置已經確定，要增加鍋爐的占地面積是不大可能的。目前工程空氣預熱器和省煤器之間的煙道空間很小，無法布置SCR反應器，所以SCR 放在鍋爐爐架內不可行。因此，工程將SCR反應器布置在一次風機、送風機支架區域的上方。

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，每路煙氣并行進入一個垂直布置的SCR 反應器里，即每臺鍋爐配有二個反應器，煙氣經過均流器后進入催化劑層，然后煙氣進入空預器、電除塵器、引風機和脫硫裝置后，排入煙囪。在進入煙氣催化劑前設有氨注入的系統，煙氣與氨氣充分混合后進入催化劑反應，脫去NOx。

在煙氣系統中根據不同需要，可以設置SCR 反應器旁路和省煤器旁路，分別描述如下：

6.1 SCR 反應器旁路

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

設置旁路的系統比較復雜，系統投資高，而且環保法規將越來越嚴格，脫硝系統長期停用的可能性不大。還有一種觀點認為設置旁路時可以將脫硝系統在鍋爐運行時隔離檢修，但是實際情況下，由于煙氣擋板的密封性不可靠，在鍋爐運行中檢修脫硝系統的可能性很小，在不設置旁路時，可以在鍋爐小修時同時檢修。因此，工程建議不采用SCR 反應器旁路系統。

6.2 省煤器旁路

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

另外從鍋爐結構上看，如引出高溫煙氣旁路，有兩個缺點：

(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，鋼架也將相應改變。

綜上所述，并結合工程實際情況，本工程建議不設省煤器旁路。

7 結束語

根據新的《火電廠大氣污染物排放標準》許多已經投產發電的機組面臨脫銷改造的任務。本文針對華能上安電廠#5機組的SCR改造從幾個方面進行了可行性的研究，對其它機組的脫銷改造提供了寶貴的經驗。從總體來看，此次華能上安電廠#5機組的SCR改造后經過實踐運行證明，相關參數滿足了《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)現有燃煤鍋爐NOx(以NO2計)排放限值100 mg/Nm3的要求。此外，氨逃逸、設備可用率等關鍵參數也滿足設計值。

[1] 左志雄，向 軍，等.大型鍋爐氮氧化物排放特性試驗研究，中國電力，2001，14(5).

[2] 侗 燕．我國區域能源環境影響研究[D]．碩士論文，上海師范大學，2009．

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[6] 劉 煒，張俊豐，等.選擇性催化還原法(SCR)脫硝研究進展[J].工業安全與環保，2005(1)，25-27.

[7] 王方群,杜云貴，劉 藝,等.國內燃煤電廠煙氣脫硝發展現狀及建議[J].中國環保產業,2007:18-22.

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，華北電力大學研究生學院。

10.3969/j.issn.1009-3230.2015.02.007

TK229.4

B

1009-3230(2015)02-0022-05