火电厂烟气脱硝工程实例及经验

北极星环保网讯:摘要：介绍大唐许昌禹龙发电有限责任公司2×660MW机组烟气脱硝工程实例，结合实例对还原剂和催化剂的选择提出了建议，并对火电厂的烟气脱硝系统的优化设计提出改进建议。

关键词：火电厂烟气脱硝；还原剂；催化剂；优化设计

我国发电技术70%以火力发电为主，火力发电主要靠煤炭提供燃料，根据中电联发布的2011年全国电力供需情况及2012年分析预测，截止2011年我国电力装机容量为10.56亿kW（其中煤电7亿kW左右），占全部装机容量的70%左右。伴随国民经济的快速发展，燃煤造成的大气污染日趋严重，主要是燃煤烟气中的二氧化硫（SO2）及氮氧化物（NOx），是大气污染的主要污染物。

随着火电厂烟气脱硫技术的发展与成熟及国家对二氧化硫排放的严格控制，火电厂二氧化硫的排放已得到有效遏制，因此控制燃煤产生的氮氧化物（NOx）排放成为治理大气污染的迫切任务之一。国家环境保护部2011年出台了新的大气污染物排放标准，提高对已建和新建火电厂氮氧化物（NOx）的排放标准，因此火电厂安装脱硝装置势在必行。本文结合大唐许昌禹龙发电有限责任公司2×660MW机组烟气脱硝工程实例，对火电厂的烟气脱硝工程提出一些建议与想法。

1禹龙电厂脱硝工程简介

大唐许昌禹龙发电有限责任公司积极响应国家“十二五”节能减排政策的要求，主动投资1亿元在两台660MW机组中配套建设了烟气脱硝装置，是新建机组同步安装脱硫脱硝装置的重点工程，该工程采用“高含尘布置方式”的选择性催化还原法（SCR）、双烟道双反应器带旁路烟道布置方式、还原剂采用液氨脱硝。脱硝装置在设计煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硝率不小于80%。

本脱硝工程采用EPC总包模式，包括脱硝系统在内所必需具备的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造、土建建（构）筑物的设计、建设全过程的技术指导、安装、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产等，并能满足锅炉正常运行的需要。

大唐许昌禹龙发电有限责任公司2台660MW燃煤发电机组烟气脱硝装置于2011年11月30日顺利通过168h试运行，成为河南省首家实施烟气脱硝的绿色环保型电厂。

2可行性研究中的重点事项

2.1烟气脱硝技术的选择

目前工业应用比较成熟的烟气脱硝技术，主要有选择性非催化还原法（SNCR）和选择性催化还原法（SCR）。

SNCR烟气脱硝技术所需设备占地面积小，投资少，不需要另外设立反应器，且不采用催化剂系统不存在压力损失且不会对下游设备造成影响。但SNCR脱硝效率较低，一般不超过40%。目前在国内的燃煤电站锅炉上已有采用该法的运行经验，但市场占有率较低。

SCR烟气脱硝技术效率较高，可达80%～90%，但工程造价较高，且由于使用催化剂，容易造成下游的空预器堵塞，同时催化剂的存在使系统的压力损失增大。在满足日益严格的排放标准条件下，SCR烟气脱硝技术被公认为最有效、最彻底的方法，得到广泛的应用。SCR脱硝系统主要由反应器、催化剂和还原剂贮存和喷射系统所组成。主要原理为：在催化剂存在时，利用氨将烟气中的NOx还原生产无害的氮气和水。

2.2还原剂制备工艺的选择

SCR烟气脱硝技术主要是通过氨和烟气中的NOx反应来达到脱硝的目的。因此，稳定、可靠的氨系统才能保证SCR系统的良好运行。目前制氨一般有三种方法：尿素法，纯氨法，氨水法。在选择制氨方法的时候，要充分考虑安全性、储存条件和方式、初投资费用、运输费用、设备安全等。

这三种脱硝剂中，使用尿素制氨的方法最安全，但是其投资、运行总费用最高；纯氨的运行、投资费用最低，但是，纯氨的存贮需要较高的压力，安全性要求较高。氨水介于两者之间，此方法多用于氨水来源丰富，且运输非常方便的电厂烟气脱硝，实际上氨水方法应用很少。

上述三种脱硝剂均有应用业绩。纯氨法应用最广泛，由于其贮运量小，有利于布置，根据环保部发布的《火电厂氮氧化物防治技术政策》（环发[2010]10号）第4.4.3条规定，当火电厂位于人口稠密地区时宜选用尿素分解法制备脱硝还原剂。许昌禹龙发电有限责任公司远离市区，不属人口稠密地区，因此将纯氨法作为本工程的首选方案。

2.3催化剂的选择

催化剂一般由基材、载体和活性成分组成。基材是催化剂形状的骨架，主要由钢或陶瓷构成，根据外观形状可分为蜂窝式、板式与波纹式三种。载体和活性成分的矿物组成比较接近，都是以TiO2（含量约80～90%）作为载体，以V2O5（含量约1～2%）作为活性材料，以WO3或MoO3（含量约占3～7%）作为辅助活性材料，具有相同的化学特性，但外观形状的不同导致物理特性存在较大差异。与其它两种相比，蜂窝式催化剂单位体积的有效表面积大，要达到相同的脱硝效果，所需的催化剂量较少，因此，本项目选用采用蜂窝状催化剂。

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