发电设备（２０１０ Ｎｏ．２） ＳＣＲ烟气说硝技术的应用 ＳＣＲ烟气脱硝技术的应用 庄建华 （大唐哈尔滨第一热电厂，哈尔滨１５０００１） 摘要：燃煤电厂不仅要控制ＳＯ 的排放，而且要控制Ｎ 的排放。介绍了选择性催化还原法（ＳＣＲ）脱 硝技术，并结合其在大唐哈尔滨第一热电厂２台３００ ＭＷ机组的应用情况，对ＳＣＲ烟气脱硝技术的化学反 应机理、工艺流程、主要设备及实际运行情况进行了介绍。 关键词：锅炉；ＳＣＲ法；烟气脱硝；脱硝率；系统阻力 中图分类号：Ｘ７０１ 文献标识码：Ａ 文章编号：１６７１一Ｏ８６Ｘ（２ＯＬＯ）Ｏ２—０１４２—０４ Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ＳＣＲ Ｆｌｕｅ Ｇａｓ Ｄｅｎｉｔｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ＺＨＵＡＮＧ Ｊｉａｎ．ｈｕａ （Ｄａｔａｎｇ Ｈａｒｂｉｎ Ｎｏ．１ Ｔｈｅｒｍａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ，Ｈａｒｂｉｎ １５０００１，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｓ ｗｅ ｋｎｏｗ，ＳＯ２ ａｎｄ ＮＯ ｅｍｉｓｓｉｏｎ ｓｈｏｕｌｄ ｂｅ ｓｔｒｉｃｔｌｙ ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄ ｉｎ ｃｏａ１．ｆｉｒｅｄ ｐｏｗｅｒ ｐｌａｎｔｓ． Ａｎ ｉｎｔｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｉｓ ｂｅｉｎｇ ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ｔｏ ｔｈｅ ｓｅｌｅｃｔｉｖｅ ｃａｔａｌｙｔｉｃ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ（ＳＣＲ）ｄｅｎｉｔｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｐｐｌｉｅｄ ｉｎ Ｄａｔａｎｇ Ｈａｒｂｉｎ Ｎｏ．１ Ｔｈｅｒｍａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ．Ｂａｓｅｄ ｏｎ ａｃｔｕａｌ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ＳＣＲ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｔｏ ｉｔｓ ２×３００ ＭＷ ｐｏｗｅｒ ｕｎｉｔｓ，ｔｈｅ ｃｈｅｍｉｃａｌ ｒｅａｃｔｉｏｎ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ。ｗｏｒｋｉｎｇ ｐｒｏｃｅｓｓ，ｍａｉｎ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｉｎｖｏｌｖｅｄ ａｎｄ ａｃｔｕａｌ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ＳＣＲ ｆｌｕｅ ｇａｓ ｄｅｎｉｔｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｒｅ ｄｅｓｃｒｉｂｅｄ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｂｏｉｌｅｒ；ＳＣＲ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ；ｆｌｕｅ ｇａｓ ｄｅｎｉｔｒ讧ｉｃａｔｉｏｎ；ｄｅｎｉｔｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ；ｓｙｓｔｅｍ ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ 大唐哈尔滨第一热电厂２台３００ Ｍｗ机组 ８ＮＨ。＋６ＮＯ２—７Ｎ２＋１２Ｈ２Ｏ （２） 工程采用选择性催化还原法（ＳＣＲ）脱硝工艺 ， 由于ＮＨ。不和烟气中残余的０ 发生反应， 其工艺流程见图１。 因此称这种方法为“选择性”催化还原。 ２装置及性能指标 本装置工艺系统主要包括：液氨贮存、输送 及供应系统、稀释风及喷氨调节系统和ＳＣＲ反应 系统，见图２。 图１脱硝系统工程流程示意图 １ ＳＣＲ工作原理 图２为催化反应示意图。在烟气脱硝装置 中喷人预先制备好的氨气，将烟气中的ＮＯ、ＮＯ。 还原成Ｎ 及Ｈ Ｏ。主要反应式为： ４ＮＨ。＋４ＮＯ＋Ｏ２—４Ｎ２＋６Ｈ２Ｏ （１） 图２催化反应示意图 收稿日期：２００９—１０—２５ 作者简介：庄建华（１９７１一），男，高级工程师，从事热电厂生产管理工作。 Ｅ—ｍａｉｌ：ｚｊｈｌ９７１７２１＠１２６．ｃｏｒｎ ・ １４２・ ￥ＣＲ烟气睨硝技术的应甩 ＳＣＲ反应器布置在高飞灰区，即布置在省煤 器与空气预热器之间。锅炉产生的烟气经省煤 器进入脱硝装置喷氨格栅，经过导流板及整流板 充分混合后进人ＳＣＲ反应器，在金属催化剂作用 下，与喷氨格栅喷出的氨气发生反应，将Ｎｏ 还 原成Ｎ：和Ｈ ｏ。脱硝后的烟气进入空气预热 器。反应器区域设置有两层共１８台声波吹灰 器，以避免在反应器表面形成固体物沉积堵塞。 本装置所用催化剂为金属板型式，可在２９０ ～４ＯＯ℃范围内保证脱硝效果及氨逃逸量，技术 成熟，运行可靠。 液氨储存、输送及供应系统包括液氨卸料压 缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气 稀释槽、废水泵、废水池等，系统为脱硝反应提供 氨气。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸 料压缩机将液氨由槽车输人液氨储槽内，储槽输 出的液氨在氨蒸发器内蒸发为氨气，经氨气缓冲 槽送到脱硝反应系统。系统紧急排放的氨气则 排放至氨气稀释槽中，经水的吸收排人废水池， 再经由废水泵送至废水处理厂处理。 氨区产生的氨气经稀释风稀释至浓度＜５ 后进人氨气分配集箱，通过调整各分支阀门的开 度，使各喷氨格栅喷出的氨气量分布与当地ＮＯ 均匀混合，从而获得较高的脱硝效率及更低的氨 逃逸量。 ＤＣＳ系统为ＦＯＸＢ０ＲＯ公司的ＩＩ／Ａ系统， 其运行可靠、稳定。通过不断优化调试，使系统 功能实现高度自动化及可靠的联锁保护，为脱硝 系统的正常运行提供了可靠的保证。 系统的性能指标见表１，系统所用消耗品量 见表２。 表１ ＳＣＲ烟气脱硝系统性能指标 项目 数值 总压损（含尘运行）／Ｐａ 其中：催化剂（含预备层催化剂）／Ｐａ 全部烟道／Ｐａ 氨氮摩尔数比（ＮＨ３／Ｎ（） ） ＮＯ 脱除率（性能验收期间）／ ＮＯｒ脱除率（加装附加催化剂前）／ 装置可用率／ ＳＣＲ出口污染物浓度（６ Ｏ２，标态，干基） ＮＯ ／（ｍｇ・ｍ～ ） ＮＨ３／（ｍｇ・ｍ～ ） 发电设备（２０１０ Ｎｏ．２） 表１（续） 项目 数值 ＳＯ２／（ｍｇ・ｍ。） ６５４．４ ＳＯｔ／（ｍｇ・ｍ。） １４．６Ｉ ＨＣ１／（ｍｇ・ｍ。） ５ｏ ＨＦ／ｆｍｇ・ｍ。） ３０ 烟尘／（ｇ・ｒｉＰ， ） ３６．６ 设备噪音等级（最大值，距声源ｌ ｍ远处测量）／ｄｇ（Ａ） ≤８５ 表２装置所用消耗品量 项目 数值 纯氨（规定品质）／（ｋｇ・ｈ ） １８６．４ 工业水／（ＩＴＩ ・ｈ ） ０．５（间断） 电耗（所有连续运行设备轴功率）／（ｋＷ・ｈ １） ９ｌ 仪用压缩空气／（ｍ。・ｈ ） ７．４ 杂用压缩空气／（ＩＴＩ ・ｈ ） ５３ 蒸汽／（ｔ・ｈ－１） 其他Ｎｚ／（１１１。・ａ ） ７５ ３ 影响ＳＣＲ脱硝率的因素 （１）催化反应只能在一定的温度范围内进 行，同时也存在着一个催化的最佳温度，因此反 应温度直接影响反应的进程。在ＳＣＲ工作过程 中温度的影响有两方面：①温度升高使Ｎｏ 脱除 反应速度加快，ＮＯ 脱除率升高；②温度升高开 始发生ＮＨ。氧化反应，使ＮＯ 脱除率下降。 （２）反应时间是烟气与催化剂的接触时间。 随着反应时间的增加，Ｎｏ 脱除率迅速增加，当 接触时间增至２００ ｍｓ左右时，ＮＯ 脱除率达到 最大值，随后下降。这主要是由于烟气与催化剂 的接触时问增大，有利于烟气在催化剂微孔内的 扩散、吸附、反应和生成物的解吸、扩散，从而使 ＮＯ 脱除率提高。但是接触时间过长，ＮＨ。氧 化反应开始发生，会使Ｎｏ 脱除率下降。 （３）ＮＯ 脱除率随着ＮＨ。／ＮＯ （氨／氮）摩 尔数比的增加而增加，此数值小于１时，其影响更 加明显。若ＮＨ。投入量偏低，ＮＯ 脱除率不高； 若ＮＨ。投入量偏高，ＮＨ。氧化等副反应的反应 速度将增大，从而降低了ＮＯ 脱除率，同时也增 加了净化后烟气中ＮＨ。的排放浓度，造成二次污 染。一般控制ＮＨ。／ＮＯ 摩尔数比在１．２以下。 （４）烟气流速直接影响ＮＨ。与ＮＯ 的混合 程度，需要合理的流速以保证ＮＨ。与ＮＯ 充分 混合，使反应能充分进行。 发电设备（２０１０ Ｎｏ．２） （５）反应需要ｏｚ的参与。随着ｏ 浓度增 加，催化剂性能提高，但Ｏ 浓度不能过高，一般 控制在２ ～３％。 （６）ＮＨ。的溢出浓度是影响ＳＣＲ系统运行 的另一个重要参数。实际生产中ＮＨ。的溢出浓 度通常是多于理论量的ＮＨ。被喷射进入系统， 反应后在烟气下游多余的ＮＨ。称为ＮＨ。的溢 出。ＮＯ 脱除效率最初随着ＮＨ。的溢出量的增 加而增加，在某一个时刻ＮＨ。的溢出量达到最 大值。 （７）Ｈ：Ｏ（蒸汽）浓度的增加使催化剂性能 下降。 （８）催化剂钝化失效也不利于ＳＣＲ系统的 正常运行，必须加以有效控制。 ４ ＳＣＲ脱硝装置系统阻力 脱硝系统的阻力和催化剂层数有关，还和脱 硝催化剂的形式有关，板式的阻力要小于蜂窝式 的。ＳＣＲ脱硝装置产生的烟气阻力包括烟气在 烟道中的沿程阻力、局部阻力和催化剂本身的阻 力。催化剂在反应器中采用分层布置（一般为２ ～３层）。对于反应器中烟气流速约６ ｍ／ｓ和标 准尺寸的催化剂模件，每层催化剂的烟气阻力约 为２００ Ｐａ。ＳＣＲ脱硝装置反应器和增加的烟道 使锅炉烟气侧阻力增加，从而增加引风机的功率 和电耗。脱硝装置中烟气阻力的变化主要由运 行过程中积灰引起的，除了与烟气中灰的浓度有 关外，还与机组运行负荷有关。一般在正常负荷 下，烟气的流速较高，产生积灰的可能性较小；在 低负荷运行工况下，烟道内流速较低，在催化剂 表面容易产生积灰现象。 ５脱硝系统运行注意事项 ５．１催化剂活性及寿命 催化剂是ＳＣＲ技术的关键设备，其活性对脱 硝装置的正常运行至关重要。同时，ＳＣＲ装置的 运行成本在很大程度上也取决于催化剂的寿命， 因此，加强运行管理以保障催化剂的寿命就显得 尤为重要。本脱硝装置采用了板式催化剂，主要 成分为Ｖ Ｏ ／ＴｉＯ ，具有优良的耐久性、耐腐性、 高反复利用率、低压降等特性。 在实际运行中，催化剂有两种可能失活的 原因： ＳＣＲ烟气脱硝技术的应用 （１）由于烟气中带有的碱金属（如Ｎａ、Ｋ、Ｃａ 等）和重金属（如Ａｓ、Ｐｔ、Ｐｂ等）吸附在催化剂毛 细孔内，与催化剂表面的ＳＯ。发生反应生成硫化 物，形成化学失活，通常也称为催化剂中毒。 （２）高温烧结、磨损和固体颗粒沉积、堵塞而 引起催化剂物理活性破坏。 为了降低固体物沉积、堵塞，因此要保证每 台吹灰器每１０ ｒａｉｎ吹灰１０ Ｓ，密切关注两层催化 剂前后烟气压差，必要时可缩短吹灰周期。机组 停运时对催化剂表面积灰及堵塞情况进行检查。 目前满负荷运行时，两层催化剂前后烟气压差稳 定在５００ Ｐａ以内。机组停运检查，催化剂表面清 洁，无积灰及堵塞情况。 催化剂用量和脱硝效率的关系见图３。 ｉ粤 靛 罂 咖｛ 旺 巡 ０ 脱硝效翠，％ 图３催化剂用量相对值随脱硝效率的变化 ５．２反应温度 不同的催化剂具有不同的适用温度范围，当 反应温度低于适用温度的下限时，在催化剂上会 发生副反应，ＮＨ。与ＳＯ。和Ｈ ｏ反应生成 （ＮＨ ）：ＳＯ 或ＮＨ ＨＳＯ ，减小与ＮＯｘ的反应能 力，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂的通 道和微孑Ｌ，降低催化剂的活性。如果反应温度高 于适用温度的上限时，催化剂通道和微孔发生变 形，导致有效通道面积的减少，从而使催化剂失 活，温度越高催化剂失活越快。 本装置所用催化剂适用温度为２９０￣４００℃。 目前运行负荷下大唐哈尔滨第一热电厂脱硝装置 入口烟气温度高于３００℃。为了减小由于烟气温 度下降引起的催化剂失活，将脱硝装置人口温度 低保护停运脱硝系统的限值改至３００℃。 ５．３氨气喷入量和ＮＨ 与废气（ＮＯｘ）的混合 还原剂ＮＨ。的用量一般根据期望达到的脱 硝效率进行控制。当喷人的氨气量不足时，ＮＨ。 和ＮＯ 的反应不完全，ＮＯ 的转化率低；当喷人 量增加到一定程度后，Ｎｏ 的转化率基本不再增 加，造成还原剂ＮＨ。的浪费，泄漏量增大，并造成 ８ ６ ４ ２ ０ ８ ６ ４ ２ Ｏ ＳＣＲ烟气税硝技术的应用 发电设备（２０１０ Ｎｏ．２） 二次污染；同时，过量喷入的ＮＨ。与ＳＯ。反应生 得出： 成的（ＮＨ ）ＨＳＯ 、（ＮＨ ） ＳＯ 将增加空气预热 器的积灰及堵塞，严重影响锅炉安全运行。 ＮＨ。与废气的混合程度也十分重要，如混合 不均，即使喷入量很大，ＮＨ。和ＮＯ 也不能充分 （１）ＳＣＲ烟气脱硝系统的脱硝效率较高，可 达到６４ ，满足ＮＯ 排放标准要求。但应避免 脱硝效率超过７０ ，造成反应器出口ＮＨｓ逃逸 率增加及系统经济性的降低。 （２）烟气温度对催化剂的活性有着重要影 反应，不仅不能达到有效脱硝的目的，还会造成 ＮＨ。局部过量，氨逃逸量增加。当速度分布均 匀，流动方向调整得当时，ＮＯ 转化率、氨逃逸量 及催化剂的寿命才能得到保证。采用合理的喷 嘴格栅，并为ＮＨ。和废气提供足够长的混合通 道，是使ＮＨ。和废气均匀混合的有效措施。目 前，脱硝装置经过调整后，脱硝效率已能达到 ６４ ，且氨逃逸量＜３。０×１０一。 响。本工程催化剂活化温度为３００～４２０℃，实 际运行过程中烟气温度低于３００ ｏＣ时应退出脱 硝系统运行。 （３）ＳＣＲ系统工作过程中会把烟气中的ＳＯ 变成ＳＯ。，对于燃用高硫煤的电厂一定要引起特 别注意。同时，在ＳＣＲ系统工作过程中，烟气中 的Ｎ。ｏ会有所增加，对大气层的危害更大。另 外，还原剂ＮＨ。是常见的有毒有害物质，使用过 ５．４烟气在线监测仪表 由于喷氨量及ＮＯ 排放浓度均根据Ｎ０ 及 程中有潜在的危险性，若废弃固体催化剂处理不 当，容易引起二次污染。 ＮＨ。在线监测仪表的指示值进行控制，因此烟气 在线监测仪表的准确性至关重要，直接关系到催 化脱硝装置的运行效果、Ｎｏ 的排放浓度、液氨 泄漏量等指标的高低。同时，由于烟气在线监测 仪布置于高飞灰区，环境恶劣，有一定的维护工 （４）ＳＣＲ烟气脱硝技术是目前国内外烟气 脱硝技术中比较成熟、可靠的工艺，不仅易于控 制，脱硝效率高，而且运行安全可靠；其脱硝产物 可以直接排放大气，且不会对大气造成二次污 染。虽然初期投资成本较高，但脱硝效率高，运 行成本比较低，是一种比较理想的脱硝技术，具 作量。为此，大唐哈尔滨第一热电厂配备了专业 人员进行烟气监测仪表的定期维护、保养、校验 与检修工作。 有广阔的应用前景和研究价值。 ６ 结 语 ＳＣＲ烟气脱硝系统通过大唐哈尔滨第一热 电厂２台３００ ＭＷ机组的实际调试和运行，可以 参考文献： Ｅ１Ｊ贾双燕，路涛，李晓芸，等．选择性催化还原烟气脱硝技术及 其在我国的应用研究［Ｊ］．电力环境保护，２００４，２０（ｉ）：１９—２Ｉ． 《发电设备）｝２０１０年征订启事 《发电设备》是全国发电设备行业专业科技期刊，由全国发电设备行业的技术归口单位——上海发 电设备成套设计研究院编辑出版。《发电设备》为双月刊，大１６开，单月的１５日出版。每期定价８元， 全年６Ｏ元（包括邮费）。邮发代号：４—６２２。 需订阅者可向全国各地邮局订阅；也可登录《发电设备》网站（ｈｔｔｐ：／／ｆａｄｉ．ｃｈｉｎａｊｏｕｒｎａ１．ｎｅｔ．ｃｎ）订 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