華 煒，凌 俊

（中國(guó)石化北京燕山分公司，北京 102500）

我國(guó)的鍋爐煙氣脫硝治理技術(shù)的開發(fā)應(yīng)用目前還處于起始階段，有關(guān)技術(shù)大多是引進(jìn)國(guó)外的技術(shù)結(jié)合國(guó)內(nèi)的鍋爐運(yùn)行狀況加以消化吸收，鍋爐脫硝的主要技術(shù)分為兩類：爐內(nèi)脫硝和煙氣脫硝工藝技術(shù)。

煙氣脫硝方法可分成干法和濕法兩類，干法有選擇性催化還原（SCR）、選擇性非催化還原（SNCR）、非選擇性催化還原（NSCR）、分子篩、活性炭吸附法、等離子體法及聯(lián)合脫硫脫氮方法等；濕法有采用水、酸、堿液吸收法，氧化吸收法和吸收還原法等[1]。SCR 技術(shù)成熟可靠，脫硝效率高，能達(dá)到70%～96%或以上，在國(guó)外電站中得到廣泛應(yīng)用。該工藝技術(shù)由美國(guó)Eegelhard 公司最先開發(fā)[1]。該技術(shù)是鍋爐煙氣在320～420 ℃的環(huán)境下，在特定的催化劑作用下，通過噴入NH3使NOx還原為N2與H2O，達(dá)到脫除NOx目的。安裝SCR 脫硝裝置已經(jīng)成為新建機(jī)組及老機(jī)組脫硝改造的首選方案。

中國(guó)石化北京燕山分公司三電站220 t/h 水煤漿鍋爐是中日兩國(guó)簽訂的綠色援助項(xiàng)目之一，鍋爐于2000年1月建成并投入運(yùn)行，鍋爐主要參數(shù)為：設(shè)計(jì)鍋爐容量220 t/h、設(shè)計(jì)蒸汽壓力等級(jí)9.81 MPa、設(shè)計(jì)溫度540 ℃。2003年配套建設(shè)了一套煙氣濕法脫硫裝置，主要用于鍋爐尾部煙氣的脫硫和除塵。項(xiàng)目建成投運(yùn)后，鍋爐煙氣中的二氧化硫排放濃度小于100 mg/m3，煙塵排放濃度小于30 mg/m3，數(shù)據(jù)穩(wěn)定率達(dá)到了100%，實(shí)現(xiàn)了該鍋爐煙氣中SO2和煙塵的達(dá)標(biāo)排放。然而，鍋爐煙氣中的氮氧化物含量高達(dá)800 mg/m3，沒有進(jìn)行必要的治理。中國(guó)石化北京燕山分公司鍋爐煙氣污染物排放必須滿足北京市《 鍋爐污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》DB 11/139—2002 的要求。標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定該鍋爐氮氧化物含量小于250 mg/m3，為此，中國(guó)石化北京燕山分公司提出對(duì)220 t/h 水煤漿鍋爐實(shí)施脫硝技術(shù)研究，使之該鍋爐實(shí)現(xiàn)NOx的達(dá)標(biāo)排放。

1 220 t/h 水煤漿鍋爐脫硝工藝方案的確定及工藝流程

中國(guó)石化北京燕山分公司通過對(duì)有關(guān)脫硝技術(shù)的比較選擇，確定選取奧地利ENVIRGY（安博巨）公司的選擇性催化還原（SCR）技術(shù)對(duì)220 t/h水煤漿鍋爐煙氣實(shí)施脫硝治理，脫硝的還原劑為液氨（純度99.6%）。

1.1 220 t/h 水煤漿鍋爐脫硝的主要參數(shù)（表1）

1.2 脫硝工藝方案及工藝流程的確定

220 t/h 水煤漿鍋爐使用的燃料采用大同煤漿，煙氣中水蒸氣的含量較高，氧氣體積分?jǐn)?shù)為6% 左右，NOx氣體中NO 體積分?jǐn)?shù)占90%。脫硝系統(tǒng)主要分為兩個(gè)部分，即SCR 反應(yīng)器本體部分、還原劑液氨貯存及制備系統(tǒng)部分。

表1 脫硝的主要參數(shù)

SCR 反應(yīng)器本體是未經(jīng)脫氮的煙氣與NH3混合后通過安裝催化劑的區(qū)域產(chǎn)生反應(yīng)的空間。在SCR 反應(yīng)器內(nèi)，煙氣與NH3的混合物在通過催化劑層時(shí)，煙氣中的NOx（主要是NO）在催化劑的作用下與NH3及O2反應(yīng)生成N2與H2O，從而達(dá)到除去煙氣中NOx的目的。采用的脫氮還原劑為濃度不低于99.6%的液氨，有效成份為NH3，脫氮的基本反應(yīng)方程式如下[1]。

4NO＋4NH3＋O2—→4N2＋6H2O

NO＋NO2＋2NH3—→2N2＋3H2O

副反應(yīng)

2SO2+O2—→2SO3

SCR 反應(yīng)器本體布置方案：SCR 催化反應(yīng)器采用爐外布置，即布置在上級(jí)空預(yù)器和下級(jí)省煤器之間。鍋爐上級(jí)空預(yù)器出口煙氣接至反應(yīng)器的入口端，煙氣經(jīng)過SCR 反應(yīng)器脫硝后，再接回下級(jí)省煤器煙氣入口端。為了留出進(jìn)、出煙道所需的空間，原下級(jí)省煤器及下級(jí)空預(yù)器整體移至SCR 反應(yīng)器下部，即反應(yīng)器的煙氣出口端。經(jīng)過SCR 反應(yīng)器脫硝并熱交換后的煙氣再進(jìn)入原脫硫系統(tǒng)脫硫，因此，SCR系統(tǒng)還要能耐受煙氣中硫和粉塵的沖擊。

還原劑液氨貯存及制備系統(tǒng)布置方案：根據(jù)電站總圖布置現(xiàn)狀確定液氨貯存及制備系統(tǒng)區(qū)域。該區(qū)域包含還原劑液氨貯存及制備系統(tǒng)的所有設(shè)備，主要有液氨貯罐、卸料壓縮機(jī)、氨蒸發(fā)槽、氨氣緩沖槽、液氨泵、氨吸收罐等。該區(qū)域設(shè)置1 個(gè)廢水池、1 臺(tái)廢液泵。在液氨存儲(chǔ)和供應(yīng)區(qū)，液氨通過卸料軟管由槽車內(nèi)進(jìn)入液氨儲(chǔ)罐。卸車時(shí)，卸料壓縮機(jī)抽取槽車內(nèi)的液氨，經(jīng)加壓后打入液氨儲(chǔ)罐，這樣槽車內(nèi)的液氨被壓入液氨貯罐。液氨貯罐液位到達(dá)高位時(shí)自動(dòng)報(bào)警并與進(jìn)料閥及卸料壓縮機(jī)電動(dòng)機(jī)聯(lián)鎖，切斷進(jìn)料閥及停止卸料壓縮機(jī)運(yùn)轉(zhuǎn)。儲(chǔ)罐內(nèi)的液氨通過出料管由儲(chǔ)罐內(nèi)的壓力送至液氨蒸發(fā)槽，利用電站的70～90 ℃余熱熱水將液氨蒸發(fā)槽內(nèi)的液氨氣化，氣化后的氨氣進(jìn)入氨氣緩沖槽，緩沖槽可以提供穩(wěn)定壓力的氨氣。氨蒸汽被送往SCR反應(yīng)器區(qū)以供使用。

自氨供應(yīng)區(qū)來(lái)的氨氣與稀釋風(fēng)機(jī)來(lái)的空氣在氨/空氣混合器內(nèi)充分混合。稀釋風(fēng)機(jī)流量按100%負(fù)荷時(shí)氨量對(duì)空氣的混合比為5%設(shè)計(jì)。氨的注入量由SCR 反應(yīng)器進(jìn)、出口NOx、O2在線監(jiān)視分析儀測(cè)量值來(lái)控制。

氨和空氣混合氣體進(jìn)入位于煙道內(nèi)的氨噴射格柵，噴入煙道后，通過靜態(tài)混合器再與煙氣充分混合，然后進(jìn)入SCR 反應(yīng)器，SCR 反應(yīng)器操作溫度可在320～370 ℃范圍內(nèi)，SCR 反應(yīng)器安裝在上級(jí)空預(yù)器與下級(jí)省煤器之間。溫度測(cè)量點(diǎn)位于SCR反應(yīng)器進(jìn)口，當(dāng)煙氣溫度在320～370 ℃范圍以外時(shí)，溫度信號(hào)將自動(dòng)關(guān)閉氨進(jìn)入氨/空氣混合器的快速切斷閥。

為了優(yōu)化SCR 系統(tǒng)的設(shè)計(jì)，使SCR 系統(tǒng)內(nèi)的溫度、速度、粉塵和氨分布均勻，同時(shí)降低系統(tǒng)的壓力損失，需要采用CFD 技術(shù)進(jìn)行系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整。220 t/h 水煤漿鍋爐脫硝工藝流程見圖1。

2 脫硝工藝條件及主要參數(shù)的確定

2.1 催化劑選用及裝填方案

催化劑是SCR 的核心，采用催化劑，可以使NOx與氨之間的化學(xué)反應(yīng)在較低的溫度下（180～600 ℃）進(jìn)行，并且可以獲得更高的還原劑利用效率。催化劑可以促進(jìn)化學(xué)反應(yīng)，其活性會(huì)隨著時(shí)間的推移逐步下降，主要原因?yàn)楸砻姹荤栉刍蛘哂泻υ刂卸綶2]。

催化劑都含有少量的氧化釩和氧化鈦，氧化鈦具有較高的抗SO3的能力。一般燃煤鍋爐用催化劑，均要求SO2轉(zhuǎn)化率在1%以下[3]。SCR 催化劑的載體可以是氧化鈦、沸石、氧化鐵或活性炭。

催化劑的結(jié)構(gòu)、形狀隨它的用途而變化。蜂窩式和板式是常用的結(jié)構(gòu)，一般組合成尺寸約為2 m×1 m×1 m 的模塊。

本項(xiàng)目采用板式結(jié)構(gòu)的催化劑，反應(yīng)器內(nèi)設(shè)置2+2×1/2 個(gè)催化劑層，其中有兩個(gè)1/2 預(yù)留層。催化劑首次裝入量為104 m3，投運(yùn)至第三年裝入第一個(gè)1/2 預(yù)留層即26 m2，在第八年加裝第二個(gè)1/2 預(yù)留層，整個(gè)催化劑層的阻力降小于1000 Pa。

2.2 液氨的蒸發(fā)

液氨的蒸發(fā)共設(shè)1 個(gè)蒸發(fā)器。蒸發(fā)器最大液氨蒸發(fā)量100 kg/h，能夠滿足SCR 反應(yīng)器所需氨量。液氨在蒸發(fā)槽內(nèi)蒸發(fā)為氨氣，液氨蒸發(fā)槽為螺旋管式，采用電站余熱熱水加熱。螺旋管內(nèi)為液氨，管外為70～90 ℃的余熱熱水，以70～90 ℃的余熱熱水將液氨汽化至常溫。熱水流量受蒸發(fā)槽本身水浴溫度控制調(diào)節(jié)，當(dāng)水浴溫度高過80 ℃時(shí)則切斷熱水，并在控制室報(bào)警顯示。蒸發(fā)槽上裝有壓力控制閥將氨氣壓力控制在2.1 kg/cm2，當(dāng)出口壓力達(dá)到3.8 kg/cm2時(shí)，則切斷液氨進(jìn)料。在氨氣出口管線上也裝有溫度檢測(cè)器，當(dāng)溫度低于10 ℃時(shí)切斷液氨，使氨氣至緩沖槽維持適當(dāng)溫度及壓力。蒸發(fā)槽也裝有安全閥，可防止設(shè)備壓力異常過高。

2.3 氨氣與空氣的混合比

自氨供應(yīng)區(qū)來(lái)的氨氣與稀釋風(fēng)機(jī)來(lái)的空氣在氨/空氣混合器內(nèi)充分混合。氨與空氣的混合體積比約為5∶95。氨的注入量控制由SCR 反應(yīng)器進(jìn)出口NOx、O2在線監(jiān)視分析儀測(cè)量值來(lái)聯(lián)鎖控制。

2.4 SCR 反應(yīng)器內(nèi)的反應(yīng)溫度

氨和空氣混合氣體進(jìn)入位于煙道內(nèi)的氨噴射格柵，噴入煙道后，通過靜態(tài)混合器再與煙氣充分混合，然后進(jìn)入SCR 反應(yīng)器，SCR 反應(yīng)器操作溫度可在320～370 ℃范圍內(nèi)，SCR 反應(yīng)器安裝在上級(jí)空預(yù)器與下級(jí)省煤器之間。溫度測(cè)量點(diǎn)位于SCR反應(yīng)器進(jìn)口，當(dāng)煙氣溫度在320～370 ℃范圍以外時(shí)，溫度信號(hào)將自動(dòng)關(guān)閉氨進(jìn)入氨/空氣混合器的快速切斷閥。

圖1 工藝流程圖

2.5 氨的逃逸率控制

在SCR 進(jìn)口設(shè)置NOx、O2、溫度監(jiān)視分析儀，在SCR 出口設(shè)置NOx、O2、NH3監(jiān)視分析儀。NH3監(jiān)視分析儀監(jiān)視NH3的逃逸率小于3%，超過則報(bào)警并自動(dòng)調(diào)節(jié)NH3注入量。由于目前的NH3監(jiān)視分析儀測(cè)量精度不夠，需要通過定時(shí)采集飛灰，測(cè)定其中的NH3不大于100 μg/g，則對(duì)應(yīng)NH3的逃逸濃度就不會(huì)大于5 μg/g。

3 脫硝工藝系統(tǒng)的調(diào)試運(yùn)行和性能測(cè)試

在項(xiàng)目所有設(shè)備安裝就位后，對(duì)各子系統(tǒng)及整個(gè)系統(tǒng)進(jìn)行了運(yùn)行調(diào)試工作。首先對(duì)各設(shè)備及各系統(tǒng)進(jìn)行了單獨(dú)調(diào)試和試運(yùn)行，在各設(shè)備系統(tǒng)運(yùn)行正常后，對(duì)脫硝性能進(jìn)行了測(cè)試，測(cè)試結(jié)果如表2。

表2 脫硝性能測(cè)試結(jié)果

通過上述測(cè)試結(jié)果可以看出:鍋爐出口煙氣中NOx出口值在130～180 mg/m3之間，滿足了北京市的排放標(biāo)準(zhǔn)。SCR 反應(yīng)區(qū)壓降小于1000 Pa，液氨的使用量與脫除NOx需要的理論量基本一致，通過NH3監(jiān)視分析儀監(jiān)視NH3的逃逸率小于3%。

4 結(jié) 論

（1）通過對(duì)脫硝系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行考察，表明此SCR 系統(tǒng)的工藝流程合理，滿足脫硝要求，并能夠與已有的脫硫系統(tǒng)銜接。

（2）確定了脫硝的有關(guān)工藝參數(shù)。SCR 反應(yīng)器操作溫度可在320～370 ℃范圍內(nèi)，氨與空氣的混合體積比約為5∶95，SO2轉(zhuǎn)化率控制在1%以下，SCR 反應(yīng)區(qū)壓降小于1000 Pa，NH3的逃逸率小于3%等。

[1] 顧衛(wèi)榮，周明吉，馬薇. 燃煤煙氣脫硝技術(shù)的研究進(jìn)展[J]. 化工進(jìn)展，2012，31（9）：2084-2092.

[2] 周偉，徐光. 燃煤發(fā)電鍋爐脫硝技術(shù)的選擇與應(yīng)用[J]. 廣東電力，2011（06）：1-5．

[3] 王晉杰，尹春平，李偉. 火電廠鍋爐煙氣脫硝技術(shù)研究[J]. 科技創(chuàng)新導(dǎo)報(bào)，2012（08）：69-70．