火電廠脫硫脫硝在循環硫化床機組的技術應用

趙補和

摘 要：主要介紹脫硫及脫硝技術，簡述其工藝原理及特點，分析對比脫硫及脫硝技術特性。針對循環流化床鍋爐機組工程建設實況及鍋爐燃燒特點，污染物排放控制現狀，以及存在關鍵問題的基礎上，對電廠脫硫、脫硝技術的應用現狀、各種技術的優缺點，機組的適用性進行分析，選擇的最佳大氣污染物超低排放改造技術。

關鍵詞：脫硫;脫硝;方法;特點

1 引言

NOx的排放對人體有致毒作用、對植物有損害作用、形成酸雨、光化學煙霧、破壞臭氧層等。在充分考慮現有鍋爐機組運行實況及基礎設施現狀的基礎上，非催化還原法（SNCR）脫硝技術工藝流程進行了優化設計，設備進行了優化選型和布局，實施并完成了脫硫、脫硝技術改造工程。煙氣脫硫過程是在吸收塔內完成的。其基本原理是利用SO2氣體在水中有良好的溶解性能，并可以引起連鎖反應，使其與CaCO3中和成Ca2SO4排出，達到脫硫目的。

2 干法煙氣脫硝工藝原理及特點

2.1 SCR原理

SCR脫硝與電力行業SCR脫硝技術化學反應原理相同，是在250～300℃（電力行業由于煙氣中SO2含量高且具有合適的煙氣溫度，反應溫度選擇為320～400℃）煙氣條件下，氨類還原劑在催化劑表面進行還原NOx反應，產生無害的氮氣和水，同時，通過催化劑組分調整，可同步將二噁英分解為CO2、水及HCl，其主要反應式為：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

6NO2+8NH3→7N2+12H2O

NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O

DXN→CO2+H2O+HCl

該技術為達到較高的脫硝效率和系統運行穩定性，設置有GGH換熱器、煙氣加熱爐、增壓風機等配套設施，因此，比電力行業SCR脫硝系統復雜、占地較大，投資和運行費用顯著提高。

2.2循環流化床采用選擇性非催化還原法主要優勢

目前的趨勢是用尿素代替NH3作為還原劑，使操作系統更加安全可靠，而不必擔心NH3泄露所造成的新污染。目前SNCR法多用做低NOX燃燒技術的補充處理手段。SCR脫硝通常由GGH換熱系統、煙氣再熱加熱爐系統、氨氣制備與噴射系統、反應器、煙氣增壓風機系統等組成。與干法/半干法脫硫系統銜接時，由于脫硫后的煙氣SO2濃度低，脫硝反應溫度可適當降低。

3 脫硫、脫硝設施改造后問題分析

3.1脫硫設施改造后問題分析

濕法脫硫裝置通過噴淋大量的堿性溶液至煙氣中吸收SO2而脫硫，噴淋凈化后的煙氣經除霧器除塵除霧后排出，此煙氣溫度很低（50～60℃），煙氣量比脫硫前增加約8%，且為濕煙氣（含有大量的液態水滴/水霧），對后續煙道/設備的腐蝕性很強。因此，建設SCR脫硝裝置時，最直接的判斷是將脫硝裝置布置于脫硫裝置之前，雖然此時進入脫硝裝置的煙氣相對溫度較高、煙氣量較小、基本無腐蝕性，系統投資和運行費用均較低，但此種配置存在脫硫入口煙氣溫度被提高，脫硫費用增加;濕法脫硫裝置布置于煙氣凈化系統末端，無法實現粉塵的超低排放，還需要增加濕式布袋除塵器等設備（塔頂直排煙囪直接增加濕布袋除塵裝置非常困難）;脫硫后外排煙氣存在煙囪雨;中大量含金屬的煙塵進入脫硝裝置容易導致催化劑中毒/堵塞等問題，實踐表明，煙氣溫度、石灰石粉品質和純度、液氣比、鈣硫比、脫硫漿液ph值等因素，均對脫硫效率有較大影響，需要根據工程實際進行調節與控制。

當煙氣溫度低于露點溫度時，飽和煙氣及攜帶的水滴和水霧會在煙氣出口設備上凝結，水霧凝結后吸收煙氣中的腐蝕元素，從而腐蝕管路和設備。可通過煙氣再熱方法來提高出口煙氣溫度、合理控制漿液的PH值、在煙道內添加防腐襯底等方法解決。

3.2催化劑吹灰方式選擇

由于燒結工藝、原料成分和配比的不穩定性、負荷波動的頻繁性，致使流量大，煙氣攜帶粉塵多，且粉塵磨性較強[1]，主要為金屬、金屬氧化物/絡合物等，通常在濕煙氣中呈現偏酸性，而燒結機含濕量大，啟停頻繁，在燒結機啟停過程中，煙氣溫度降低后，煙氣中的氣態水會凝結于催化劑表面，催化劑表面還會黏附飛灰，容易引起SCR脫硝催化劑的中毒及堵塞，是脫硝裝置布置于脫硫裝置下游的重要原因之一（煙氣經脫硫系統后，煙氣中的燒結礦粉塵大部分被脫除，SO2濃度也大幅度降低，會對脫硝催化劑起到良好的保護作用）。為此，脫硝系統設計時，催化劑盡可能采用大孔催化劑（建議孔數不大于30孔），另外還需要設計有效的吹灰器系統。催化劑吹灰器有聲波吹灰器和耙式吹灰器兩種，聲波吹灰器通過高頻率聲波的吹掃，以防止催化劑表面積灰為主，對于沉積于催化劑表面的積灰的清掃功能較差，因此，不適用于較高黏度燒結機煙氣飛灰的清掃。

3.3脫硝設施改造后問題分析

非SNCR反應區的氨逃逸的增加，會造成氨氧化生成NOX，導致最終的排煙NOx上升，并且過多的氨逃逸也會對環境造成污染。因此，在運行過程中，要十分重視噴氨量和氨噴射器調整的問題，根據負荷的變化，合理地調整氨噴射器及氨含量，以最小的氨氮比來達到最大的脫硝效果。濕法脫硫裝置后煙氣為濕煙氣，含有大量的液態水滴/水霧，在濕布袋除塵器至脫硝系統的煙道內會有大量且不間斷的液態水析出，因此，濕布袋除塵器與脫硝裝置之間的連接煙道在做好足夠的防腐措施的基礎上，必須設置落水槽，且煙道底壁板要設置傾斜坡度，以保證冷凝水由落水槽順暢流出。流出的液態水具有較強的腐蝕性，落水管也需要考慮增加防腐措施。

脫硝系統增壓風機的控制須與燒結機主抽風機做好通訊監視或聯鎖，防止燒結機主抽風機大幅度波動時，燒結機主系統與脫硝系統相互產生不良影響;新建濕式布袋除塵器時，與脫硫塔之間的連接煙道口，需要設置有效的導流板，目的在于防止新建濕布袋除塵器后，脫硫塔出口煙氣流場發生變化而影響脫硫塔的脫硫及除霧器除霧效果。當然，工程設計需要綜合考慮各方面因素，須根據不同項目靈活對待。濕法脫硫系統配套的SCR脫硝技術及工程配置方案，特別對此種脫硝工藝工程設計過程中煙氣量的確定和催化劑吹灰方式的選擇等進行了分析和總結。煙氣量的選擇應在主抽風機參數值和脫硫系統增加煙氣量的基礎上額外增加不少于20%的風量余量，以保證脫硝系統增壓風機選型不會偏小而限制燒結機系統運行負荷;建議采用耙式吹灰器，并且以過熱蒸汽作為氣源，蒸汽過熱度不低于50℃;若確實無法提供過熱蒸汽，則采用加熱后的壓縮空氣或氮氣作為氣源，并且壓力不得低于0.8MPa，加熱后溫度在200℃左右，保證對催化劑具有良好的清灰作用;另外，對于其他工程設計因素，應根據不同項目靈活對待。

結語

本次技術改造選擇的石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝方案以及SNCR煙氣脫硝工藝，技術成熟、效果顯著，改造后脫硫、脫硝效率達到設計標準，脫硫后SO2排放濃度低于30mg/Nm3;脫硝后NOX排放濃度低于50mg/Nm3，完全滿足超低排放指標要求。

采用的石灰石-石膏濕法煙氣脫硫及SNCR脫硝工藝方案，適應煤種較為廣泛，適合神華準能矸電公司燃用煤種的工程實際。運行實踐表明，脫硫脫硝改造工程采用的技術方案是可行的，其成果對同類機組進行脫硫、脫硝技術改造具有借鑒意義。

參考文獻

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