600 MW机组烟气脱硝系统NOx多点取样试验研究

2020-05-29白光远张伟伟

发电设备 2020年3期

白光远，张伟伟，吴斌

(内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司，内蒙古呼伦贝尔 021000)

我国对火电厂大气污染物排放的环保要求不断提高，从“十一五”提出的火电脱硫标准到“十二五”时期首次提出的脱硝标准，且仅“十二五”期间就有两次提升。《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》[1]对燃煤发电行业的节能减排提出了新要求，在此基础上部分地方政府相继出台了更为严格的环保标准，规定燃煤机组烟尘、NOx、SO2应达到天然气-燃气轮机机组排放标准，即超低排放水平[2]。

燃煤电厂的发电过程中会产生大量的烟尘、NOx、SO2等污染物，对环境造成了严重的影响，NOx的危害相当大[3]。燃煤电厂排放的大气污染物最为严重，必须对其进行有效处置[4]。目前，大多燃煤电厂广泛采用烟气脱硝技术实现对烟气NOx的处理，不仅能够提高经济效益，而且还可以保护环境。

1 火电厂脱硝技术

火电厂烟气脱硝技术实质上就是消除NOx的过程，以防止火电厂生产对环境造成污染。目前，国外很多发达国家的火电厂在生产中都对脱硝技术进行了应用，如：美国的一些大型火电厂通过脱硝技术对NOx进行控制，并取得显著的效果；早在20世纪时，德国就实现了一级脱硝技术的应用[5]。将两级脱硝技术应用到烟气脱硝装置中，主要是通过低NOx燃烧器，控制有毒有害气体的排放。在我国，由于受到一些因素的制约，使得脱硝技术的应用成为火电厂生产过程中的难点问题，如操作难度大、运行成本高等，由此导致我国的火电厂脱硝技术落后于西方的发达国家。在最近几年，随着我国各方面技术的发展和完善，使得脱硝技术获得进步，满足了火电厂的生产需要。

在燃煤电厂的发电过程中会产生大量的NOx，采用烟气脱硝技术对生产过程中的NOx进行处理，从而达到保护环境的目的[6]。目前，燃煤电厂大多采用的烟气脱硝技术有干法烟气脱硝与湿法烟气脱硝两种，但两者的应用原理差别很大。干法烟气脱硝常用的方法有选择性催化还原(SCR)法、选择性非催化还原(SNCR)法、碳还原法、吸附法和等离子法等；湿法烟气脱硝的原理是使用能够溶解NOx或能够与NOx发生反应的溶液吸收废气中的NOx，包括酸吸收法、碱吸收法、氧化吸收法和配合吸收法等[7-8]。

2 常用烟气脱硝技术的原理

随着近年来工业技术的不断进步和环保法规的日益严格，各国研究者依据不同原理，开发出了众多的烟气脱硝技术，有力推动了脱硝技术的发展和大气环境的改善，但部分研究尚处于试验研究阶段，离工业应用要求差距较大，还有一些烟气脱硝技术则是因为投资或运行成本过高，难以推广实际应用。目前，国内燃煤电厂常用的干法烟气脱硝方法有SCR法、SNCR法以及两种方法的联合使用[9]。

2.1 SNCR脱硝技术

SNCR脱硝技术于20世纪80年代在国外研发成功，至20世纪90年代成功应用于600 MW及以上大型燃煤机组，其建设周期短、资金投入少、脱硝效率中等，但会造成二次污染，比较适合中小型电厂锅炉改造。目前，SNCR脱硝技术的工业应用程度仅次于SCR脱硝技术。

SNCR脱硝技术是在900～1 000 ℃下，不需要添加催化剂，在锅炉炉膛壁面上安装还原剂喷嘴，向炉膛中的烟气喷射NH3或尿素(CO(NH2)2)等还原剂，通过化学反应使烟气中的NO还原为N2。

NH3为还原剂时，SNCR脱硝技术的主要反应有：

(1)

(2)

CO(NH2)2为还原剂时，SNCR脱硝技术的主要反应有：

4N2+2CO2+4H2O

(3)

式(1)要求温度在950 ℃左右，当反应温度小于900 ℃时，化学反应不充分，NH3逃逸率高，从而产生新的污染。当反应温度大于1 100 ℃时，化学反应方程式见式(2)。从式(2)可以看出，该化学反应有NO生成。因此，SNCR脱硝技术中，当使用NH3作为还原剂时，须严格控制化学反应时的温度。当还原剂使用CO(NH2)2时，化学反应方程式见(3)。从式(3)可以看出，CO(NH2)2将与烟气中的O2发生氧化反应，生成CO2和H2O，因此会使还原剂的消耗量增大。由于SNCR脱硝技术是在炉膛内部发生反应，其脱硝效率受锅炉设计、锅炉负荷等因素的影响，脱硝效率较低，通常情况下在30%～60%。

从上述化学反应方程式可以看出，SNCR脱硝技术需要在炉膛内的高温区域发生化学反应，因此需要对锅炉进行改造，具有应用成本低的优点。但因其脱硝效率明显低于SCR脱硝技术，故只能在一些对脱硝效率要求不高的机组上使用。

2.2 SCR脱硝技术

SCR脱硝技术的发明权属于美国，日本率先于20世纪70年代使其商业化。SCR脱硝技术的优点是操作简单并且技术成熟，但缺点是成本相对较高。SCR脱硝技术的原理是在特定的温度和催化剂的作用下，还原剂与NOx发生化学反应，生成无害的N2和H2O[10]。主要反应为：

(4)

(5)

(6)

(7)

在不使用催化剂的条件下，上述化学反应只能在较窄的温度范围(850～1 100 ℃)内进行。SCR脱硝技术在使用催化剂的条件下，通过催化作用使化学反应的活化能降低，此时化学反应就能够在较低的温度范围(200～450 ℃)实现，而此温度恰同锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度相接近，这也正是当前燃煤发电厂中的SCR脱硝反应器大多安装在锅炉省煤器和空气预热器之间的原因之一。另外，安装于该位置可以将NH3喷射于省煤器和SCR脱硝系统之间的烟道位置，与烟气混合后再与NOx发生化学反应，实现脱硝效率的进一步提升，当n(NH3)/n(NOx)=1时，SCR脱硝效率能够达到80%～90%[11-14]。

3 某电厂脱硝系统概述

内蒙古某电厂2台600 MW褐煤超临界机组锅炉型号为HG-1913/25.4-HM15，单炉膛、一次中间再热、墙式切圆燃烧、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构П形燃煤锅炉[15]。汽轮机为超临界蒸汽参数、一次中间再热、单轴两缸两排汽、单背压、直接空冷式汽轮机，额定功率为600 MW。机组能够以定-滑-定和定压运行方式中的任何一种方式运行，同步配套SCR脱硝系统。

该电厂SCR脱硝系统主体工程包括催化剂系统、反应器系统、氨气喷射混合系统、还原剂(液氨)制备系统、电气系统和自动控制系统。每台锅炉设置1套SCR脱硝反应器，采用液氨作为脱硝还原剂，并安装烟气排放连续监测系统(CEMS)。SCR脱硝装置的喷氨量需要根据烟气流量、反应器进出口NOx与O2含量、脱硝效率及NH3逃逸率等参数进行计算。SCR脱硝反应器入口烟道布置流量测量仪、NO与O2含量测量仪；在出口布置NO、O2与NH3含量测量仪，并计算脱硝效率；在每个SCR脱硝反应器烟道进出口设置NO与O2在线分析仪，分析仪测得的信号全部进入分布式控制系统(DCS)控制NH3的喷入量。O2含量的测量可采用氧化锆或与NO相结合的多功能烟气分析仪测量，该系统采用完全抽取法采样与分析。锅炉脱硝CEMS采用U23系列CEMS。

4 单点取样存在的问题

该电厂SCR脱硝系统出口选择分别在A侧和B侧烟道的中间位置设置烟气NOx单点取样测点(见图1)。

由于烟气中NOx受烟气流速和本身锅炉烟道距离较长影响，导致烟道内烟气中NOx在A侧的A1～A6和B侧的B1～B6各位置的测量结果差异很大，为验证在不同测点对测量结果的影响，分别对后墙A1、A3、A4、A6和B1、B3、B4、B6的烟气中NOx进行测量，A侧烟气成分取样值测量结果见表1，B侧烟气成分取样值测量结果见表2。

图1 烟气NOx单点取样测点布置图

表1 A侧脱硝出口烟气NOx取样值

表2 B侧脱硝出口烟气NOx取样值

从表1和表2可以看出：A侧和B侧取样点的烟气中NOx取样值在不同位置的测量结果存在一定的差异，这就导致测量结果存在误差。由于SCR脱硝系统出口烟道流通面积较大，NH3注入整个烟道后催化反应不均，造成NOx单点取样测量不能有效反映实际NOx排放量，不仅使氨气喷射调节阀自动调节品质差，在锅炉变负荷时氨气喷射调节阀调节跟踪效果不好，SCR脱硝反应器出口NOx控制不好造成超标，而且当喷入的NH3含量过大时，就会有NH3逃逸出反应区，并与工艺流程中产生的硫酸盐反应生成硫酸铵盐，堵塞催化剂，使催化剂失效，腐蚀下游设备。同时，该电厂多次出现锅炉烟气NOx测量倒挂现象(即脱硫出口烟气NOx质量浓度大于脱硝系统出口烟气NOx质量浓度)，严重影响其环保评价指标的达标。

5 多点取样的应用与分析

经过对SCR脱硝系统理论分析与现场实际比对测量，提出了脱硝烟气NOx多点取样方法，并进行了现场实际应用。SCR脱硝系统出口烟气NOx多点取样测点布置见图2。

图2 烟气NOx多点取样测点布置图

为了使取样更具有准确性和代表性，分别选取图2中A2、A4、A6和B2、B4、B6为SCR脱硝系统A侧、B侧出口烟气NOx的取样点。A2、A4、A6和B2、B4、B6的NOx通过取样管线分别采集到A侧、B侧多点取样控制柜内进行充分混合，混合后的烟气进入脱硝分析仪进行测量，从而实现A侧、B侧烟气NOx的测量和远传显示。

采用图1单点取样测量方法测量锅炉烟气NOx排放量时，烟气NOx测量值(已折算为标准状态下)的曲线见图3。从图3可以看出：烟气NOx测量过程中出现倒挂现象。