SCR技术在华能上安电厂600MW 机组上的可行性研究
高翔'，苏军胜”
（1.华北电力大学研究生学院，石家庄050310；2.华能上安电厂，石家庄050310）
摘要：文中结合华能上安电厂600MW机组烟气脱确改造工程实例，对火电厂烟气脱确改造工程的可行性从工艺的选择、催化剂的选择、还原剂的选择等几个方面进行研究探讨.提 出了既硝改造工程的特点和一些关键问题的实践经验.
关键词：选择性催化还原（SCR）；NOx；600MW锅炉；可行性；改造
中图分类号：TK229.4文献标惠码：B文章编号：1009-3230（2015）02-0022-05
TheFeasibilityStudyof theSCRTechnologyin600MW UnitofHuanengShanganPowerPlant.
(1. North China Eleetric Power University ，Graduate Studies Shangan Power Plant Shijazhuang GAO Xiang' SU Jun - sheng050310 China; 2. Shangan Power Plant Shijiazhuang 050310 China)
Abstract: ln this paper bined with the Huaneng shangan Power Plant Units 600MW flue gasdenitration renovation project examples the themal power plant flue gas denitration renovation projectfeasiblitytersltitifatlythltfingennseveral aspects of research.The remval of nitrate and some key problems of engineering practice.
Key words: Selective Catalytic Reduction (SCR) ; NOx; 600 MW boiler; Feasibility; Transformation
0引言
2012年国家对标准又进行了修订，新标准为达到更加严格的排放浓度限值的时限.其中更是 明确指出除W型火焰炉腔的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行200mg/m氮氧化物（以NO.计）的排放标准外，其余新建或者是现有的锅炉都执行小于100mg/m²氮氧化物（以NO计）的排放标准.并且规定了自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉氮氧化物排放必须达改造更加的紧迫. 到规定的排放限值.这就使得火力发电厂的脱销
多种氮氧化物的统称，是大气中一种主要的污染于2012年1月1日开始实施.新标准调整了大NO占90%，其余为NO .2008年根据专家预 煤炭等天然矿物燃料在燃烧过程生成的NOx中测，如果不采取有效的污染控制措施，随着燃煤工业的发展，在未来5-10a内，NOx排放量可能超过SO成为第一大酸性气体污染物-.NOx不仅是酸雨形成的主要原因，面且可与碳氢化物等反应形成光化学烟雾，同时其对动植物生长还有很多负面影响“"，所以世界各发达国家都对其的排放进行了限制.
1华能上安电厂#5号机组脱销改造 背景
华能上安电厂#5号机组为600WM超临界空冷机组，于2008年6月建成投产，各种污染物均达标排放.随着我国环境保护力度的加大，新的排放标准的颁布，氮氧化物已成为继二氧化硫之后“十二五”环保工作治理的重点.我厂烟气脱 硝技改工程已列人河北省和石家庄市”十二五”重点减排工程，且要求在2014年前全部完成，为顺利完成氮氧化物减排任务，达到新的排放标准，必须对5机组实施烟气脱确改造.
本期烟气脱硝技改工程共安装600WM机组100%烟气量的脱硝装置，并对引风机、烟道等设备进行必要的改造.采用液氨为吸收剂的选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，设计效率为85%，设备可用率≥98%，使用寿命30年.由于在建设阶段已经考虑了预留脱硝空间，本工程采用钢结构支架形式，对原有的钢架进行加固，将脱硝装置 支撑在锅炉与除尘器之间的烟道上方.
2脱硝工艺的可行性研究
目前普通采用的燃烧中NOx控制技术即为低NOx燃烧技术，主要NOx燃烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧.燃烧方式的改进通常是一种相对简便易行的减少NOx排放的措施，但这种措施会带来燃烧效率的降低，不完全燃烧损失增加，而且NOx的脱除率也不够高，因此随着环保要求
的不断提高，燃烧的后处理越来越成为必然.应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱确技术主要tion，简称SCR）、选择性非催化还原技术（Selec- 有选择性催化还原技术（Selective CatalytieReduc-tive No n -Catalytie Reduction，简称 SNCR）以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术等成熟技术”.
2.1脱硝工艺选择的原则
根据以上对脱硝工艺的简单介绍，控制火电厂NOx排放有很多种方法，各种脱硝工艺工程投资和脱硝效率各不相同，选择何种脱硝工艺一般可根据以下几个方面综合考虑：
（1）NOx排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求.件，并考虑燃煤来源的变化可能性. (2）脱硝工艺要适用于工程已确定的煤种条（3）脱确工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有较多成功的运行业绩.（4）根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资.（5）脱硝装置应布置合理.（6）脱硝剂要有稳定可靠的来源.（7）脱硝工艺脱硝剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用.（8）检修和维护费用小.
2.2几种烟气脱硝技术设计参数比较
几种烟气脱硝技术设计参数比较见表1.
三种常用脱硝技术的比较
表1
项目 以NH 为主 80S SNCR/SCR混合型 SNCR反应温度 还原剂 300 ~ 400 可使用NH3或尿素 前股；850-1100℃，后段：300-400℃ 用NH 或尿素 850 -1 100 °℃后段加装少量催化剂（成份主要为T0，霍化剂 成份主要为TO ，VO WO V0 W0 ) 不使用继化制脱硝效率 可达 90% 以上 %~%0 25% -60%还原剂喷射位置 烟道内 多选择于省爆器与SCR反应器锅炉负荷不间喷射位置也不同，通常位于一通常在护腔内喷射，但需与锅炉 次过热器或二次过热器后端 厂家配合50 /50 氧化 会导致50/S0 氧化 S0/SO氧化较SCR 低 不导致50/50 氧化NHI 逃逸 于3-5ppm 5 -10 ppm 10 15 ppm对空气预热器影响 成堵塞或腐蚀 的机会较SCR低 堵塞或病性的机会为三者最低
续表！
项目 SCR 蛋化剂用量较SCR小.产生的压力损失相对 SNCR/SCR混合型 SNCR系统压力损失 化剂会造成压力损失 较低 没有压力损失高灰分会率耗催化剂，碱金属氧 无影响燃料的影响 化物会使催化列纯化 影响与SCR 相网受省煤器出口烟气温度的影响 受炉腔内烟气汽速及温度分布的影响 与SNCR/SCR混合系统影响相网
量元素可能导致的催化剂中毒.
2.3脱硝工艺选择的结论
（4）催化剂应采用模块化设计以减少更换催化剂的时间.
工程属于改造工程，因此，在实施脱硝改造的同时尽可能减少停炉的经济损失是至关重要的.如采用SNCR方法或者SNCR/SCR混合法，对锅炉本体改动太大，可能会对锅炉的燃烧、传热产生较大影响，需要停炉时间较长，且SNCR法的脱硝效率不满足要求，故不推荐此两种方法.
（5）模块应采用钢结构框架，并便于运输、安装、起吊.
（6）催化剂能满足烟气温度≤400°℃的情况下长期运行，同时催化剂应能承受运行温度420℃，≥5h的考验，而不产生任何损坏.
选择性催化还原法（SCR），该方法脱确效率高，工艺成熟，在全世界脱硝方法中占主导地位，目前国内有众多同类型机组烟气脱硝工程基本都采用SCR脱硝技术，故本脱硝工程推荐采用SCR技术.
（7）催化剂保证寿命>24000运行小时.还应有防止催化剂中毒和碎裂的措施.
（8）催化剂应能保证较低的氮巡逸率和SO2/S03转化率.通常应能确保氨的逃逸<3mgm²，S02/S03转化率应<1%. 3催化剂的选择 （9）催化剂的设计应考虑到烟气流速与氨/氮摩尔比的不稳定因素. 目前，国、内外用于SCR法脱硝的催化剂主要分为蜂窝式、平板式和波纹式3种.蜂窝式催 化剂为整体挤出成型，而板式催化剂是在不锈钢筛孔板上压覆VO和WO，等活性物质，经干燥烧后得到的.蜂窝式催化剂载体的主要成分为TiO，除此之外还包括活性组分VO（或偏钒酸铵盐）、助催化剂WO/MoO （或钨酸铵/钼酸铵）.波纹式催化剂外形如起伏的波纹，中间有空除通道. 3.2几种催化剂的比较 表2 三种营用催化剂的比较 项目 压降 蜂窝式 高 平板式 中 波纹板式 低骄性 中 低 高阻塞问题 抗离蚀性 一般 中 低 高 般 中抗中毒性 低 低 高耐热性 中 中 中 3.3工程实际燃用煤种的资料和SCR装置入口烟气参数 3.1催化剂选择的原则 在工程的实际应用中，选择催化剂应考虑如下几点： 表3 单位 设计煤种蜗炉标态烟气量 项目(显 3.5% 0) Nm²/h 2030 044锅炉标态烟气量 Nn²/h 1 894 725SCR人口NO度 (干 3.5% 0 )（干，6%0 ） m/Nn? 650 （1）应根据锅炉飞灰的特性合理选择孔径大小并设计有防堵灰措施，以确保催化剂不堵灰. （2）催化剂模块必须设计有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命.催化剂各层模块一般应规格统一、具有互换性. （3）催化剂设计应考虑燃料中含有的任何微 续表3 3.4催化剂结论 4还原剂的选择 项目 单位 设计煤种含尘浓度 SCR 入口 g/N=' -39收到基灰份 34.15 ~32. 16谋灰中氧化钙 % 4.30 ~2.72煤灰中二氧化础 % 53.83 ~54.37煤东中三氧 28.68 31.79SiO/AIO 化二铝 比值 1.88 ~ 1.71煤庆中氧化镁 % 0.70 ~0.64媒庆中氧化钠 % 0.40 项目在催化剂选型方面应当重点考虑的是飞灰含量过高的问题，以及飞灰磨损性较强的问题，Ca0和碱金属中毒问题不是主要问题.这样就限定了催化剂的形式选择，在39g/m²的烟尘含之间选择.工程烟尘含量虽然较高（39g/m²）.但 量下，催化剂的选择应当在蜂窝式和板式催化剂并未超过蜂窝催化剂的使用极值（50g/m²），所以宜采用蜂窝催化剂. 在SCR系统中，是靠氨和NOx反应，来达到脱硝的目的.稳定、可靠的氨系统才能保证SCR系统的良好运行.所以，一个良好的氨系统在整个SCR系统中是不可或缺的. 制氨一般有三种方法：尿索法，纯氨法，氨水法.氨系统的三种方法中，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，纯氨的存储需要较高的压力，安全性要求较高.氨水介于两者之间.根据国内外制造厂商的介绍，在日本和中国台湾均采用纯氨法，在欧洲根据不同地区的情况三种方法均有应用. 在国内脱硝工程中，绝大多数脱硝工程采用纯氨制备氨气.考虑到纯氨作为脱硝还原剂具有初投资低、运行费用低等优点，因此，本工程拟选择脱硝还原剂为液氨.纯氨为通用的化工产品， 可从市场采购到；通过市场调查，市场上纯氨货源供应较为丰富，纯氨来源可以满足本工程的需要. 工程液氨拟采用衡水地区生产的液氨.运输采用专用槽车运送还原剂，由厂家送货至电厂. 5SCR反应器布置 根据上述介绍，脱硝装置可以布置在三种位置，从成本角度看，高含尘布置占有很大的优势， 目前催化剂的生产厂家也在开发越来越适应高含尘烟气的催化剂，而且国内目前基本的大容量机组都采用高含尘布置方案.本工程属于改造工程，总体布置方案已经确定，因此低含尘布置是不可行；而冷段布置需要在SCR前烟道内加装燃油或燃烧天然气的燃烧器来加热烟气，运行费用太高：因此本工程脱硝装置推荐采用高含尘布置方案. 高含尘布置方案有两种布置选择： （1）将SCR装置布置在空气预热器的上方，即把空预器拉出，SCR反应器布置在锅炉构架内的方案，SCR装置支撑结构与锅炉钢架统筹设计. （2）利用一次风机和送风机区域支架，将SCR装置布置在支架的上方.电除尘前的一次风机、送风机支架柱网的布置要满足SCR装置的布置及支吊、SCR进出口烟道的布置等；桩基和基础 设计时考虑SCR荷载. 对于工程要把空气预热器拉出，将SCR反应器放置在锅炉构架内，需要对锅炉本体的钢架、基础进行重新设计，需要改动众多烟风道如，热一次风、热二次风、热风再循环管道，面且本工程炉后整体布置已经确定，要增加锅炉的占地面积是不大可能的.目前工程空气预热器和省煤器之间的烟道空间很小，无法布置SCR反应器，所以SCR 放在锅炉炉架内不可行.因此，工程将SCR反应器布置在一次风机、送风机支架区域的上方. 6两个旁路的可行性探讨 脱硝工程采用高含尘布置方案.烟气在锅炉省煤器出口处被平均分为两路，每路烟气并行进人一个垂直布置的SCR反应器里，即每台锅炉配有二个反应器，烟气经过均流器后进入催化剂层，然后烟气进人空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排人烟图.在进人烟气催化剂前设有氨注 人的系统，烟气与氨气充分混合后进入催化剂反应，脱去NOx. 相当于52%BMCR工况），省煤器出口烟气温度约349.6℃，远高于最低喷氨温度（约295℃），可以不必考虑特殊技术措施. 在烟气系统中根据不同需要，可以设置SCR反应器旁路和省煤器旁路，分别描述如下： 6.1SCR反应器旁路 另外从锅炉结构上看，如引出高温烟气旁路，有两个缺点： 在冷启动时不使催化剂受到损害：二是为了机组 SCR反应器旁路设置的目的：一是为了机组在长期不投运时节约引风机的电耗.对于是否设置SCR反应器旁路，有两种不同的观点：需要设置旁路：在机组启动的时候（这时候由于爆气温度还没有到催化剂的反应温度）使用，以避免催化剂受到损害.另一个用途是机组在启动或不投运的时候，烟气通过旁路至空预器，以便节约引风机的电耗，这种情况在美国应用较多，但是在这种 情况下，为免反应器冷却后，产生凝结水，需要设置反应器的加热系统，因面大大增加了系统的投资.不需要设置旁路：此观点认为机组冷启动的次数比较少，因此对催化剂的影响也不会太大，而且设置旁路烟道时，由于要增加挡板，投资比较高，系统也比较复杂，面且在长期不用旁路烟道时会造成挡板前积灰严重，开启时容易卡涩，面挡板开启且易造成大量灰进人空预器，可能会造成空预器堵灰而停用. （1）由于烟气引出，将减少省煤器吸热，破坏原热平衡，影响锅炉效率； （2）增加旁路后，将影响锅炉本体受热面的布置，钢架也将相应改变. 综上所述，并结合工程实际情况，本工程建议不设省煤器旁路. 7结束语 多已经投产发电的机组面临脱销改造的任务.本 根据新的《火电厂大气污染物排放标准》许文针对华能上安电厂5机组的SCR改造从几个方面进行了可行性的研究，对其它机组的脱销改造提供了宝贵的经验.从总体来看，此次华能上安电厂#5机组的SCR改造后经过实践运行证明，相关参数满足了《火电厂大气污染物排放标准）（GB13223-2011）现有燃煤锅炉NOx（以NO计）排放限值100mg/Nm²的要求.此外，氨逃逸、设备可用率等关键参数也满足设计值. 设置旁路的系统比较复杂，系统投资高，而且环保法规将越来越严格，脱硝系统长期停用的可能性不大.还有一种观点认为设置旁路时可以将脱确系统在锅炉运行时隔离检修，但是实际情况下，由于烟气挡板的密封性不可靠，在锅炉运行中检修脱硝系统的可能性很小，在不设置旁路时，可以在锅炉小修时同时检修.因此，工程建议不采用SCR反应器旁路系统. 参考文献 [1]左志维，向军，等，大型锅炉氢氧化物排放特性议验研究，中国电力，2001 14（5）[2]铜燕.我国区域能源环境影响研究[D].硕士论[3]周国民.燃煤电站锅炉中的低NOx燃烧技术[J]. 文，上海师范大学，2009.计量技术 2005 23（1)：44.47.[4] V. P. A. Fritz The current state of research on autoemo-tive lean NOs cstalysis Applied Catalsis B:Emviro-mental[J] Pp. 1 25 1997.[5 ] V. 1. PaArvulescu P. Grange B. Delmon. Catalytic removal of NO[J]. Catllysis Today: vol46 233 316 1998.[6]刘炜，张俊率，等，选择性催化还原法（SCR）脱班研究进展[J].工业安全与环保，2005（1），25-27.[7]王方群，杜云贵，刘艺，等，国内燃煤电厂烟气脱 瑞发展现状及建议[J].中国环保产业，2007：18-22. 6.2省煤器旁路 省煤器旁路设置的目的是为了机组在低负荷时，保证SCR人口烟气温度而设置的.一般对SCR人口温度的要求大约是295~400℃，根据电厂委托西安热工研究院有限公司于2011年11月8日进行的《华能上安电厂三期机组2×600MW锅炉机组脱硝技改工程摸底试验报告》，当锅炉在满负荷（600MW）运行时，省煤器出口烟气温度 375.0℃，当锅炉在最低稳燃负荷（不低于50%BMCR工况，试验在机组负荷320MW时进行，约
