SCR脱硝技术在珠海发电厂的应用

摘 要：根据最新的2011版火电厂大气污染物排放标准规定，自2014年7月1日起，现有锅炉NOx执行的排放限值为200ppm。为了符合环保的要求，珠海发电厂两台机组在2013年大小修新增SCR脱硝系统，采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，分SCR反应器区和液氨储存及供应区域。催化剂层数按2+1模式布置，初装2层预留1层，在设计工况、处理100%烟气量、在布置2层催化剂条件下每套脱硝装置脱硝效率均不小于80%，脱硝还原剂采用液氨。

关键词：SCR脱硝技术；珠海发电厂；应用

1 喷氨反应原理

在金属催化剂作用下，以作为还原剂，将NOx还原成和。主要反应方程式为：

脱硝系统主要由以下几个系统组成：（1）SCR反应系统；（2）氨的空气稀释和喷射系统；（3）吹灰系统；（4）脱硝压缩空气系统；（5）SCR反应器输灰系统；（6）液氨储存及蒸发系统；（7）脱硝电气系统。

烟气脱硝装置的工艺流程如下：液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，依靠压差和重力流将储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经沿厂区综合管架的气氨管道进入SCR区域，经过与空气混合稀释后通过氨注射系统注入到SCR入口烟道中。注入到烟道的氨/空气混合物与烟气充分混合后进入SCR反应器，在催化剂的催化作用下进行充分的脱硝反应。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。

工艺流程如图1：

SCR性能保证（图2）。

2 SCR烟气脱硝工程在运行中出现的问题

新增SCR脱硝系统到目前为止，运行基本良好，其中主要问题有：

2.1 脱硝设备投运率不高

脱硝的投入温度限制进口烟气温度在316℃-420℃。脱硝进口烟气温度高，会导致催化剂烧结，损坏反应堆里面的催化剂。如果脱硝进口烟气温度低，SO3和NH3会生成NH4HSO4，NH4HSO4积聚在催化剂表面，会使催化剂失去活性，NH4HSO4也会附在空预器表面，使空预器换热能力下降，差压增大。为此，该温度区间316℃-420℃对应负荷段是550MW-700MW，但是按照目前的电网调峰情况来看，负荷会频繁变动在300MW-700MW，经常出现负荷降至550MW以下的情况，就有可能导致锅炉NOX排放超出200ppm，这是目前环保不许可的。为此，珠海发电厂对比了其他兄弟单位同样设备类型的脱硝系统的情况，和设备生产厂家进行充分评估后，将投入温度限制进口烟气温度316℃放宽至285℃，285℃对应负荷是380MW，即是在380MW-700MW之间都可以投入运行，这大大提高了脱硝设备的投入率。但是如果负荷一直偏低，硫酸氢氨生成的可能性也会加大，就要加强对SCR和下游空预器差压的检查和吹灰。

为了以后进一步提高脱硝系统的投运率，在中低负荷都可以尽可能长时间投入SCR脱硝系统，从而确保烟气排放满足环保要求，珠海发电厂还计划在下次机组检修时增设省煤器烟气旁路，在省煤器入口烟道增设烟气旁路挡板，部分烟气绕开省煤器，这部分的热烟气和正常走省煤器通道的烟气混合以后，才进入脱硝系统处理，这样可大幅度提高SCR运行的适应性，使机组在低负荷的时候，也可以投入脱硝系统，这样可以确保脱硝的投运率。但省煤器烟气旁路的改造会降低锅炉效率，不同工况下降低幅度在0.3%-0.5%左右，这需要对该改造进行详细评估和合理规划。

2.2 投入SCR时对空预器的影响

SCR投运，空预器有可能会堵塞，防止堵塞主要措施有：（1）降低氨气逃逸量，运行中严格控制在3ppm以下，否则过剩NH3和烟气中的S03产生反应， 生成铵盐，会沉积在催化剂上而影响催化剂的性能，也会沉积在空气预热器的受热面上引起积灰；（2）采用低SO2/SO3 转化率的脱硝催化剂；（3）降低飞灰含碳量；（4）更换新型的空预热器和吹灰系统，新的空预热器低温段采用搪瓷表面传热元件，搪瓷表面光滑，可以阻挡铵盐对空预器表面的腐蚀，同时该材料使用寿命较长；（5）采用低过量空气燃烧方式，在保证锅炉充分燃烧的同时，尽可能设置低氧量（一般2%-4%）；（6）加强对脱硝区域的吹灰，既可以避免催化剂表面积灰太多而导致烟道阻力增加，同时也可以清洁反应堆里面的催化剂，从而保证脱硝能正常反应。

2.3 新增SCR对烟道阻力的影响

SCR脱硝装置使烟气阻力最大增加1kPa左右， 将导致引风机的电耗增加，珠海发电厂原有引风机在未加SCR系统满负荷时已经是最大出力，基本无裕量，因此将原有引风机和脱硫增压风机改造为功率更大的引风机，新引风机的功率和出力增加，实际使用中，机组带满负荷情况下，新引风机的动叶仍未全开，即引风机还有一定的出力，这可以确保以后SCR反应堆、空预器差压升高时，引风机仍然可以使机组带满负荷。但是相应存在的最大风险是锅炉炉膛避免炉膛瞬态负压超限导致内爆，对此，（1）将炉膛负压低低联锁锅炉MFT保护定值调低，确保负压低时能更及时保护锅炉；（2）增加热工保护：锅炉负压低低会导致全部送风机、引风机跳闸，保护锅炉主设备安全；（3）空气预热器出口处安装防爆安全门，当烟道内负压越限时防爆安全门快速动作，避免烟道负压太大使烟道塌陷。

2.4 运行监视

SCR脱硝系统运行中主要监视的参数包括：（1）控制NOx的浓度45-50ppm，若浓度过低则氨逃逸会增大；（2）控制好氨气的逃逸量不超过3ppm；（3）氨气在系统中的体积浓度（ 与稀释风的体积比） 不超过7%，运行中一般保持在2%-3%，防止氨气爆燃的可能；（4）反应器进出口差压≤0.8Kpa，特别是现在降低喷氨许可进口烟气温度后，更要加强对反应器和下游空预器的吹灰，避免差压增大，确保SCR脱硝系统催化剂有正常的运行寿命；（5）反应器入口烟气温度在285℃-420℃。若在285℃-308℃时，珠海发电厂规定是通过脱硝效率偏差的设定控制烟囱烟气的NOX含量目标值在60-80ppm之间，如氨逃逸率≥2.5ppm可将控制烟囱烟气的NOX含量目标值控制在100ppm以下，以减少氨逃逸，同时锅炉选择煤含硫量低的煤种，使烟气的SO2浓度

3 结语

SCR脱硝系统在珠海发电厂已经投入运行两年，期间并无发生较大问题，证实该种工艺相当成熟，而且容易控制，能确保排放满足日益严格的环保要求，但是该工艺本身也有一定缺陷，比方因为进口烟气温度限制使得投运率不高，但是针对这样的问题，也有一定的补救方法，以后随着使用SCR脱硝系统的进一步推广和使用，SCR必然会更适合国内电厂实际情况，发挥更大的作用。

作者简介：岑文兴（1982-），男，广东罗定人，工学学士助理工程师。