选择性催化还原烟气脱硝技术在漳山发电有限责任公司的应用

2012-04-24肖瑞岗王治虎

综合智慧能源 2012年6期

肖瑞岗，王治虎

(漳山发电有限责任公司，山西长治 046021)

0 引言

随着环保要求的不断提高以及环保新技术的发展，GB 13223—2003《火电厂大气污染物排放标准》已经不能适应新形势下的环保要求。新国标GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》已于2012年1月1日实施，新标准中NOx排放值要求更为苛刻，原来没有烟气脱硝处理装置或仅仅依靠低氮燃烧技术降低NOx排放量的电力企业，NOx排放已经不能满足要求。在这种情况下，烟气脱硝就成为各大电厂降低NOx排放的手段。

1 烟气脱硝技术

1.1 烟气脱氮技术

烟气中的氮氧化物主要包括燃料型、热力型和快速型3种，其中燃料型占75% ～90%。目前常用的烟气脱氮技术主要分为2大类:燃烧控制技术和烟气脱硝技术。燃烧控制技术主要包括燃烧优化、调整;低过量空气燃烧技术;空气分级燃烧;燃料分级燃烧;烟气再循环;低NOx燃烧器。烟气脱硝技术主要有选择性非催化还原烟气脱硝技术(SNCR)和选择性催化还原烟气脱硝技术(SCR)。

1.2 选择性催化还原法基本原理

将氨气与空气的混合气体喷入温度为320～420℃的烟气中，在催化剂(通常为V2O5)的作用下，NH3被吸附到催化剂活性(V5+)位上并被催化剂中的V=O键激活，被激活的N—H键具有较强的还原能力，能够将烟气中的氮氧化物还原为无毒的N2和H2O，达到脱除氮氧化物的目的。

主要反应式为

2 SCR烟气脱硝技术的实际应用

2.1 漳山发电有限责任公司脱硝工艺概况

漳山发电有限责任公司(以下简称漳山发电公司)二期2×600 MW机组烟气脱硝采用的是选择性催化还原脱硝技术，选用液氨为还原剂。在设计煤种、锅炉最大连续蒸发量(BMCR)工况、处理100%烟气量条件下按脱硝效率不小于90%设计。脱硝工艺流程如图1所示。

图1 脱硝工艺流程

储氨罐中的液氨由氨蒸发器蒸发成氨气，流量调节阀控制氨气流量，氨气/空气混合器将氨气与空气按19∶1(体积比)的比例混合，混合气体在氨喷射格栅处喷入烟道内与烟气均匀混合，在催化剂处进行催化还原反应，去除烟气中的氮氧化物。

2.2 催化剂

2.2.1 催化剂概况

目前常用的催化剂有3种类型:蜂窝式、板式和波纹板式。漳山发电公司所用的催化剂为日本日立公司生产的板式催化剂，这种催化剂以二氧化钛为基，占总质量的40% ～85%，以钒化合物为催化剂。漳山发电公司脱硝反应室分为左、右两室，催化剂采用模块化安装，每个催化剂模块规格为1440 mm×1 881 mm×948mm，质量为1300kg。每个催化反应室安装156块(共2层，每层宽度方向安装13块，长度方向安装6块)体积为313 m3的反应器。

2.2.2 催化剂布置方式

催化剂的布置方式主要分高含尘布置方式和低含尘布置方式。高含尘布置方式是催化剂布置在省煤器和空气预热器之间，这种布置方式的优点是省煤器与空气预热器之间的烟气温度为300～400℃，催化剂在这个温度范围内有足够的活性，因此，脱硝效率高;缺点是烟气中所含的全部飞灰和SO2均要通过催化反应器，催化剂处于“不干净”的工作条件下，飞灰中的 Na，Ca，Si，As等会使催化剂污染或中毒，从而降低催化剂的效能，使用寿命会受到影响。低含尘布置方式是催化剂布置在布袋除尘器和烟气脱硫装置之后，这种布置方式的优点是催化剂处在干净的烟气之中，不用考虑空气预热器和催化剂堵塞;缺点是这个位置烟气温度低，需要设置烟气换热器(GGH)将烟气温度升高到300～400℃，以利于催化还原反应的进行。漳山发电公司根据自己的实际情况采用高含尘布置方式。

2.3 脱硝装置运行情况及存在的问题

2.3.1 脱硝装置运行情况

漳山发电公司#4机组烟气脱硝装置2010年10月调试完成，邀请南京电力设备质量性能检验中心对#4机组做了脱硝性能试验，结果显示各项参数满足设计要求。2011年4月和8月，#4机组和#3机组的烟气脱硝系统分别通过了山西省环保厅的验收，随后2台机组脱硝设施一直运行。氨气的喷入量依据入口烟气中NO的质量浓度和设定的出口烟气中NO的质量浓度计算得出。设定出口烟气中NO的质量浓度为100 mg/m3，依据入口、出口烟气中NO的质量浓度差值与烟气量计算出NO的总量，再乘以氨氮摩尔比(漳山发电公司的设计值为0.91)，计算出所需氨气总量，以此来控制氨气流量调节阀。在正常运行期间，当入口NO的质量浓度小于400 mg/m3时，保障出口NO的质量浓度为100 mg/m3左右，液氨的平均消耗量约为200 kg/h。漳山发电公司某日的脱硝运行曲线如图2所示。

图2 脱硝前、后NO的质量浓度(2011年9月)

2.3.2 运行中存在的问题及建议

2.3.2.1 催化剂及空气预热器的堵塞

由于漳山发电公司的催化剂布置方式属于高含尘布置，这个区域内含有大量的SO2和烟尘，催化剂可以将 SO2氧化成 SO3，SO3会与 NH3发生如下反应

生成的硫酸铵、硫酸氢铵会腐蚀下游设备;同时，硫酸氢铵具有较强的黏性，会黏附烟气中的灰尘沉积在催化剂和空气预热器上，造成催化剂和空气预热器的堵塞，降低锅炉经济性，严重时会导致停炉。

要防止此类事故的发生，首先要严格控制氨气逃逸率，漳山发电公司氨气逃逸率设计值为0.003‰。影响氨气逃逸率的主要因素有:设定的氨气/氮气摩尔比高、氨气反应不完全、喷入的氨气分布不均、催化剂老化、烟气温度低。

如果设定的氨气/氮气摩尔比高，喷入的氨气不能反应完全，未反应的氨气就会逃逸，所以，设定合理的氨气/氮气摩尔比对控制氨气逃逸率有非常重要的作用。漳山发电公司的氨气/氮气摩尔比设定值为0.91，经过性能测试，可以有效降低氨气逃逸率。

喷入烟道的氨气分布不均会导致局部氨气含量很高，造成氨气大量逃逸。针对这种情况，漳山发电公司在每次启炉前都要检查氨气喷射格栅、氨气/空气混合器，做气流分布试验，以保证氨气能够均匀喷入烟道与烟气均匀混合。

催化剂老化对氨气逃逸率影响非常大，如果催化剂老化，喷入的氨气不能被有效利用，就会造成氨气逃逸。在正常情况下，催化剂的使用寿命一般为20000～24000 h，其老化进程相对缓慢，如果老化较快，要检查工艺、烟气成分等是否有问题。

烟气温度对硫酸氢铵的生成有至关重要的影响。当烟气温度略低于硫酸氢铵的初始生成温度时开始生成，当烟气温度低于硫酸氢铵初始生成温度25℃时，硫酸氢铵生成反应可完成95%。漳山发电公司根据实际情况，一般要求控制烟气温度在320～400℃，当烟气温度低于350℃时停止喷氨气。这是由于硫酸氢铵的形成是可逆的，当烟气温度超过350℃时，硫酸氢铵即可升华。

2.3.2.2 催化剂中毒

烟气飞灰中存在的碱金属、砷、CaO都是毒害催化剂的物质，沉积在催化剂上或与催化剂中的活性成分发生化学反应，会破坏催化剂的活性。

碱金属能够与催化剂的活性成分直接发生反应，占据催化剂活性位，阻止氨在催化剂吸附，造成催化剂活性的损失，其中Na和K是最主要的2类。催化剂碱金属中毒原理如图3所示。

图3 催化剂碱金属中毒原理

砷中毒主要是由烟气中的气态As2O3引起的。当燃烧温度高于1400℃时，煤中所含的As会氧化生成气态As2O3渗透进催化剂并且覆盖其活性部分。在采用飞灰循环的液态排渣炉中最容易发生砷中毒的现象，这主要是因为飞灰要被送回炉内回熔，吸附在飞灰上的As2O3也一同返回，造成了砷的集聚。催化剂砷中毒原理如图4所示。

图4 催化剂砷中毒原理

由于As2O3可以与游离氧化钙反应生成砷酸钙，对催化剂无副作用，因此，当燃用砷含量较高的煤时，可在煤中添加石灰石提高钙含量，从而降低砷中毒。但加入石灰石过多又会引起CaO中毒，所以加入的量很难控制。

CaO中毒是指烟气中的CaO附着在催化剂表面，与烟气中的SO3反应生成CaSO4，堵塞催化剂活性毛细孔，降低催化剂的活性。

2.3.2.3 氨气逃逸量的监测

氨气逃逸量的控制是防止催化剂及空气预热器堵塞的关键，而且氨逃逸量的监测需要有最快的响应速度，这样才能在最短的时间里通过对氨逃逸量的监测反馈控制氨的喷入量。电厂氨逃逸监测点绝大部分都位于除尘器之前，此处粉尘的质量浓度达到几千毫克每立方米，甚至几十克每立方米(漳山发电公司催化剂监测点烟尘的质量浓度为25～30 g/m3)，在如此高的粉尘环境中，采用抽取式测量方法会有很大的维护量，并且抽取预处理系统延迟了响应时间，所以，一般采用光谱原理的插入式直接测量方法。但由于SCR烟气脱硝技术要求的氨气逃逸率一般都小于0.003‰(SNCR相对大一些，达0.010‰以上)，这就要求氨气检测仪精度非常高。在如此恶劣的环境下要求很高的精度，这样的分析仪要么达不到要求，要么很贵。漳山发电公司也存在氨气逃逸量测量不准的问题，通常采取的办法是降低氨气/氮气摩尔比，减少喷按量以降低氨气逃逸量，当然这是以牺牲脱硝效率为代价的。