浅析火电厂的SCR烟气脱硝系统

摘 要：现阶段我国发电厂大多以燃煤发电为主，文章结合现有火电厂SCR烟气脱硝的系统的工作重点，介绍了一种火电厂的SCR烟气脱硝系统。文章对火电厂的SCR烟气脱硝系统结构做了简要的介绍，分析了监控系统的结构特点，然后简单讨论了脱硫与脱硝技术的特点，指出为降低设备投资和运行成本，简化工艺，消除二次污染，增加企业效益，适合提出一种火电厂烟气一体化脱硫脱硝系统及方法。

关键词：火电厂；烟气脱硝；SCR

1 概述

近些年，经济发展迅猛，我国大型火力燃煤电厂大量兴建，无论是国家环保机构，还是各发电集团都越来越重视发电厂的烟气脱硫处理。氮氧化物包括N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4、N2O5等，但对大气造成污染的主要是NO、NO2和N2O。在燃烧过程中产生的氮氧化物主要是NO和NO2-被统称为NOx，还有一定量的N2O。在绝大多数燃烧方式中，产生的NO占90%以上。由于NO在大气环境中很快会氧化成NO2，因此通常用NO2的质量浓度来表示NOx浓度。氮氧化物对环境会造成以下几种危害：引发酸雨或酸沉降；引发光化学烟雾；N2O是温室气体，温室效应和破坏臭氧层等。

在我国大量的火大发电厂中，其排出的烟气中包含大量的氮氧化物，对环境造成严重的污染，如何消除火电厂烟气中的氮氧化物就显得尤为重要，因此在火电厂的烟气中采用SCR脱硝系统进行脱硝，其中SCR为Selective Catalytic Reduction的简称，中文为选择性催化还原，其原理是在催化剂作用下，还原剂NH3在相对较低的温度下将NO和NO2还原成N2，而几乎不发生NH3的氧化反应，从而提高了N2的选择性，减少了NH3的消耗。

针对上述存在的问题，文章介绍一种火电厂的SCR烟气脱硝系统，可对各个系统进行精确有效的控制，使火电厂烟气SCR脱硝系统安全、稳定、高效的运行，降低NOx排放的措施，以达到国家的排放标准，同时减少NOx的排污费，避免烟气再加热消耗能量，节约了所需能量，降低了生产成本，适合推广应用。

2 火电厂的SCR烟气脱硝系统结构介绍

火电厂的SCR烟气脱硝系统，包括锅炉和省煤器，所述锅炉的出口连接有省煤器，所述省煤器的出口连接脱硝器，所述脱硝器连接空预器，所述空预器的出口通过除尘器连接脱硫装置，所述脱硫装置的出口连接烟囱；所述空预器的空冷入口上连接有送风机，所述空预器的空冷出口连接至锅炉；所述省煤器与脱硝器间的管路上连接有液氨存储及卸料系统、以及监控系统。

由于采用了上述结构，增设的脱硝器，可对锅炉排除的烟气进行脱硝处理，从而使得锅炉排除的烟气在催化剂的作用下，还原剂（液氨）与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx。选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOx发生还原反应，而不与烟气中的氧气发生反应。其化学反应原理为4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O；6NO2+8NH3=7N2+12H2O。因此采用文章介绍的烟气脱硝系统，使火电厂烟气SCR脱硝系统安全、稳定、高效的运行，降低NOx排放的措施，以达到国家的排放标准，同时减少NOx的排污费，避免烟气再加热消耗能量，节约了所需能量，降低了生产成本，适合推广应用。

文章介绍的火电厂的SCR烟气脱硝系统，所述液氨存储及卸料系统包括液氨储槽、液氨蒸发槽、液氨缓冲罐和混合器，所述液氨储槽连接于液氨蒸发槽上，所述液氨蒸发槽连接于液氨缓冲罐，所述液氨缓冲罐和稀释风机连接于混合器上，所述混合器连接于省煤器与脱硝器之间的管路上；所述监控系统连接于液氨缓冲罐与混合器之间的管路上。

由于采用了上述结构，通过上述液氨存储及卸料系统，还原剂（氨）用罐装卡车运输，以液体形态储存于氨罐中；液态氨在注入脱硝器之前经由蒸发器蒸发气化；气化的氨和稀释空气混合，通过喷氨格栅喷入脱硝器上游的烟气中；充分混合后的还原剂和烟气在SCR反应器中催化剂的作用下发生反应，去除NOx；因此采用本发明的烟气脱硝系统，使火电厂烟气SCR脱硝系统安全、稳定、高效的运行，降低NOx排放的措施，以达到国家的排放标准，同时减少NOx的排污费，避免烟气再加热消耗能量，节约了所需能量，降低了生产成本，适合推广应用。

3 监控系统的结构特点

文章介绍的火电厂的SCR烟气脱硝系统，所述监控系统包括氮氧化物监视器，所述氮氧化物监视器同时连接锅炉负载监测器、FIC设备和省煤器出口处，其中所述锅炉负载监测器设于锅炉上，所述FIC设备设于液氨缓冲罐与混合器之间的管路上。

由于采用了上述结构，可对过锅炉内的负载值、省煤器出口处的氮氧化物值、以及液氨存储及卸料系统内的各项氮氧化物进行监控，可对整个系统进行管理，使火电厂烟气SCR脱硝系统安全、稳定、高效的运行，降低NOx排放的措施，以达到国家的排放标准，同时减少NOx的排污费。

4 脱硫与脱硝技术的讨论

现有脱硫脱硝技术普遍存在设备复杂，占地面积大，投资和运行成本高等问题。例如目前较为成熟的是石灰石-石膏湿式烟气脱硫（FGD）和NH3选择催化还原技术（SCR）脱硝，但是石灰石/石膏法的缺点也是比较明显的：初期投资费用太高、运行费用高、占地面积大、系统管理操作复杂、磨损腐蚀现象较为严重、副产物-石膏很难处理（由于销路问题只能堆放）、废水较难处理；当锅炉负荷出现大幅变化时，特别在低负荷运转时选择性催化还原法（SCR）是不能正常工作的，无法保证脱销的效率、控制NOx的排放指标，反应器的占地面积大，锅炉改造成本高，设备投资大，改造甚至影响锅炉的运行效率，其触媒使用量大，约占设备总投资的50%；烟气成分复杂，某些污染物可使催化剂中毒，触媒易受损害，寿命短。高分散度的粉尘微粒可覆盖催化剂的表面，使其活性下降。催化剂寿命短，更换周期频繁，增大运行成本。

文章旨在克服现有技术的缺陷，提供一种火电厂烟气一体化脱硫脱硝系统及方法。降低设备投资和运行成本低，简化工艺，消除二次污染，增加企业效益的同时为环保事业做出贡献。

5 结束语

现阶段我国发电厂大多以燃煤发电为主，文章介绍了一种火电厂的SCR烟气脱硝系统。可对各个系统进行精确有效的控制，使火电厂烟气SCR脱硝系统安全、稳定、高效的运行，降低NOx排放的措施，以达到国家的排放标准，同时减少NOx的排污费，避免烟气再加热消耗能量，节约了所需能量，降低了生产成本，适合推广应用。

参考文献

[1]卢晔.火电厂的SCR烟气脱硝系统[P].四川：CN104289104A，2015.

[2]冯兵，王建平，王福珍，等.一种火电厂烟气一体化脱硫脱硝系统及方法[P].北京：CN104772018A，2015.

作者简介：王燕冰（1977-），男，内蒙古锡林浩特人，工程师，主要从事火力发电厂脱硫、脱硝专业检修工作。