燃煤电厂SCR烟气脱硝技术改造实施要点

北极星环保网讯:摘要：目前，工业化学产品生产对大气环境的污染在不断增加，比如燃煤电厂排放出的有毒物质会对环境造成巨大的影响。因此，就燃煤电厂SCR烟气脱硝技术进行了探讨和分析。

近年来，我国SO2和NOx的排放量不断增加，区域性大气污染日趋明显。随着电厂污染物排放标准的日趋严格，脱硝技术将成为各大电力企业，尤其是火电厂的新关注点。

我国的能源结构决定了在较长的时间内不会改变以火电为主的格局。选择性催化还原(SCR)法脱硝技术是我国火电企业目前应用最广泛的锅炉烟气脱硝技术之一，也是国际上火电企业使用的主流技术，我国已经投运和在建的火电厂烟气脱硝装置大多采用的是SCR  脱硝装置。

1 SCR烟气脱硝技术的控制要点

1.1 流场设计

在烟气脱硝装置的设计中，脱硝反应器是非常重要的技术关口，它主要与催化剂入口处界面气体的反应速度及其匀称性有很大联系。当前，SCR  脱硝装置在运行中会遇到很多问题，产生这些问题的原因主要是流场的分布极其不均匀。因此，在设计初期，可利用数值的流场模拟和物理模型试验来解决该问题。

1.2 催化剂选型

在SCR烟气脱硝技术的实施过程中，催化剂关系着整个系统的运行效率，处于脱硝工艺的核心位置。催化剂在脱硝装置中对脱除比率的影响非常大，这与催化剂的类型及其表面结构的特殊性质有很大关系。其中，催化剂的活性直接影响着脱硝的最终效率。

1.3 反应温度

采用钒、铬、钨催化剂，当反应温度改变时，可能发生一些不利于NOx还原的副反应，尤其是当温度较高时。比如，发生NH3分解为N2和H2或NH3被O2氧化为NO的反应时，还原剂会减少。这些反应在温度超过450  ℃时开始变得激烈，温度继续升高后还可能生成NO2，进而使NOx的还原率下降;温度为300～400  ℃时，NH3与NOx只生成N2和H2O，NOx的还原率随着反应温度的升高而提升。

1.4 空间速度

空间速度标志着烟气在反应器内的停留时间。如果空间速度过慢，则催化剂和设备的利用率会降低;如果空间速度过快，则气体和催化剂的接触时间会变短，导致反应不充分，NOx的脱除率下降。

2 SCR烟气脱硝改装工程实施要点

为了防止在空预器冷端生成NH4HSO4，进而造成腐蚀和堵塞，需要改造锅炉空预器冷端换热元件。对于换热元件而言，应选用合适的板型、材质，加宽元件间隙;增设多介质吹灰器，常规吹灰介质为蒸汽，停机清洗介质为高压水;空气预热器由高、中、低温段改为高、低温两段，取消中温段，壁面空预器在NH3HSO4沉积温度区域分段，在空预器冷段采用镀搪瓷元件。在运行过程中，应严格控制氨的逃逸率，并保证较低的SO2/SO3的转化率(<1%)。由于加装了脱硝装置，烟气系统的阻力会增加约1  000  Pa。因此，需要对锅炉引风机和电机改造，拆除锅炉原有省煤器至空预器间的烟道，增设新的省煤器至脱硝反应器间的烟道在锅炉钢架内的支撑、反应器至空预器间的烟道在锅炉钢架内的支撑，加大对空预器的压力。因此，相关人员需要考虑拆除、新增的钢梁，验算锅炉原有的基础、钢架，并加固钢架和锅炉基础;脱硝反应器一般布置在锅炉送风机支架上方，需验算原有支架的桩、基础、结构，由于以往未预留脱硝荷载，所以，还需要加固送风机支架的桩、基础、结构。

烟气中的SO3经过脱硝系统后，其浓度会成倍增大。由于脱硫系统对SO3的脱除率仅有40%，所以，对既安装了脱硝系统，又安装了湿法脱硫系统的电厂，应充分考虑烟囱的防腐问题。

3 加装SCR脱硝系统的费用估算

火电厂加装SCR脱硝系统的费用估算如表1所示。

脱硝改造投资估算的基础为：脱硝系统无旁路，还原剂采用液氨，制备车间为2台机组共用;每炉设2台脱硝反应器，脱硝系统入口的NOx浓度为450  mg/Nm3(干态、标态、6%O2)，脱硝效率为80%.由于各厂的地质条件、上部结构形式不同，锅炉钢架、送风机支架基础和上部结构加固会存在较大的差异，本估算统一按700万元/炉(300  MW)、1 100万元/炉(600 MW)、1 400万元/炉(1 000 MW)计算。随着催化剂的国产化，脱硝改造的实际投资费用会有一定的下降。

4 结束语

随着我国燃煤电厂的发展，NOx的排放对环境造成的影响日益严重。综上所述，我国已经采用了较多的脱硝技术，但需要综合考虑不同燃煤电厂的特点，选取合适的脱硝技术，还要综合考虑技术的成熟程度、运行可靠程度和运行成本等。此外，还应借鉴国外先进的脱硝技术，并结合我国燃煤电厂的实际情况，共同促进我国脱硝产业的发展，减少NOx的排放。

延伸阅读：

【案例】百万超超临界锅炉脱硝改造存在技术难题及处理