SCR煙氣脫硝技術及其在燃煤電廠的應用

賈海娟

(中國電力工程顧問集團西北電力設計院，陜西西安 710075)

0 引言

近年來，我國NOx排放量不斷增加，酸雨污染已由硫酸型向硫酸、硝酸復合型轉變，區域性大氣污染問題日趨明顯。鑒于NOx對大氣環境的不利影響以及目前火電廠NOx排放控制的嚴峻形勢，國家制訂了一系列法律法規、技術政策。隨著新標準的頒布和實施，對火電廠NOx的排放提出了更高的要求?！痘痣姀S大氣污染物排放標準》(GB 13223－2011)中規定了更嚴格的排放:從2012-01-01起，除采用W型火焰爐膛鍋爐，現有循環流化床鍋爐，以及2003-12-31前建成投產或通過建設項目環境影響報告書審批的火力發電鍋爐執行NOx排放濃度為 200mg/m3以外，其他均為 100mg/m3［1－3］。由此可見，隨著環境標準的日趨嚴格，脫硝技術將成為電力環保企業的新增長點。

SCR與其他技術相比［4］，技術成熟，運行可靠，脫硝效率可以達到90%以上，NOx排放濃度可降至100mg/m3左右。SCR技術是目前世界上應用最多、最為成熟的一種煙氣脫硝技術［5－8］。

1 SCR法技術原理

1.1 SCR反應機理

SCR的化學反應機理比較復雜，主要是NH3在一定的溫度和催化劑(V2O5、TiO2)的作用下，有選擇地把煙氣中的NOx還原為N2，同時生成水［9］:

在沒有催化劑的情況下，這些反應只能在很窄的溫度范圍內(980℃左右)進行，通過選擇合適的催化劑，可以降低反應溫度，并且可以擴展到適合電廠實際工況的290℃ ～430℃范圍。由于氨具有揮發性，很有可能逃逸，并與SO3反應生成NH4HSO4和(NH4)2SO4，對空氣預熱器造成粘污［10－12］。

1.2 典型工藝流程

煙氣從省煤器出來后通過SCR入口煙道進入SCR反應器，在SCR入口煙道上設有氨氣噴射裝置，將還原劑均勻的噴射到SCR中，使噴入的還原劑與煙氣中的NOx充分混合，煙氣通過導流板均勻分布后流過催化劑床層，在催化劑作用下NH3與NOx反應生成無二次污染的N2和H2O，隨煙氣流經鍋爐空預器、除塵、脫硫裝置后進入煙囪排放。

1.3 還原劑的選擇

還原劑是SCR技術必需的，目前的還原劑來源主要包括:液氨、尿素和氨水。根據這三種物質的理化性質、在運輸、儲存中環境和安全性等因素考慮，對煙氣脫硝三種還原劑進行選擇［1］。

還原劑的選擇應綜合考慮設備投資、占用場地、運行成本、安全管理及風險費用等。液氨、氨水、尿素三種還原劑的綜合成本比較見表1。

表1 還原劑選擇的綜合成本比較

2 以M電廠脫硝改造為實例

2.1 工程背景介紹

2011-04-25，陜西省環境保護廳印發了《關于全省火電機組脫硝工作的指導意見》(陜西函［2011］331號)文件，文件要求現役機組未采用低氮燃燒技術或低氮燃燒效率差的全部進行低氮燃燒改造，全省單機容量20萬kW及以上的現役機組實行低氮燃燒技術并加裝煙氣脫硝裝置，綜合脫硝效率應達到70%以上。M電廠一期2×300MW機組于2008年4月投產運行，為“十一五”期間建成的燃煤電廠，必須進行脫硝改造。

2.2 排放現狀

M電廠一期2×300MW機組竣工驗收報告顯示，現有2×300MW機組NOx排放情況見表2。由表2中數據可知，M電廠現有機組的NOx排放濃度超過了《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223－2011)限值。

表2 M電廠一期2×300MW機組NOx排放情況

2.3 脫硝方案及NOx排放情況

M電廠脫硝方案為低氮燃燒器+SCR脫硝。M電廠采用低氮燃燒器改造后，可以控制鍋爐省煤器出口處NOx排放濃度≤250mg/m3。SCR煙氣脫硝裝置，按“2+1”方案布置，即先布置二層催化劑，并預留一層催化劑的空間。設計脫硝效率≥70%，脫硝后NOx排放濃度≤75mg/m3，滿足《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223－2011)的要求。

3 結語

我國電力行業高效率、大容量機組增速較快，單位發電量的煤耗有所降低，且這些機組大多采用了較為先進的低氮燃燒技術，使單位發電量的NOx排放水平呈下降趨勢。另外，國家倡導合理使用燃料與污染控制技術相結合、燃燒控制技術和煙氣脫硝控制技術相結合的綜合防治措施，因地制宜、因煤制宜、因爐制宜的選擇氮氧化物控制技術。目前，在役機組的低氮燃燒技術改造和一部分新建電廠普遍采用的SCR煙氣脫硝裝置的建成并投入運行，對降低NOx排放水平起到一定作用。

［1］環境保護部.火電廠氮氧化物防治技術政策［EB/OL］.http://wenku.baidu.com/view/cd3273dbd15abe23482f4db0.html，2010-01-27.

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