220t/h水煤浆锅炉烟气脱硝工艺技术

2013-08-02华炜，凌俊

化工进展 2013年4期

华炜，凌俊

（中国石化北京燕山分公司，北京 102500）

我国的锅炉烟气脱硝治理技术的开发应用目前还处于起始阶段，有关技术大多是引进国外的技术结合国内的锅炉运行状况加以消化吸收，锅炉脱硝的主要技术分为两类：炉内脱硝和烟气脱硝工艺技术。

烟气脱硝方法可分成干法和湿法两类，干法有选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）、非选择性催化还原（NSCR）、分子筛、活性炭吸附法、等离子体法及联合脱硫脱氮方法等；湿法有采用水、酸、碱液吸收法，氧化吸收法和吸收还原法等[1]。SCR 技术成熟可靠，脱硝效率高，能达到70%～96%或以上，在国外电站中得到广泛应用。该工艺技术由美国Eegelhard 公司最先开发[1]。该技术是锅炉烟气在320～420 ℃的环境下，在特定的催化剂作用下，通过喷入NH3使NOx还原为N2与H2O，达到脱除NOx目的。安装SCR 脱硝装置已经成为新建机组及老机组脱硝改造的首选方案。

中国石化北京燕山分公司三电站220 t/h 水煤浆锅炉是中日两国签订的绿色援助项目之一，锅炉于2000年1月建成并投入运行，锅炉主要参数为：设计锅炉容量220 t/h、设计蒸汽压力等级9.81 MPa、设计温度540 ℃。2003年配套建设了一套烟气湿法脱硫装置，主要用于锅炉尾部烟气的脱硫和除尘。项目建成投运后，锅炉烟气中的二氧化硫排放浓度小于100 mg/m3，烟尘排放浓度小于30 mg/m3，数据稳定率达到了100%，实现了该锅炉烟气中SO2和烟尘的达标排放。然而，锅炉烟气中的氮氧化物含量高达800 mg/m3，没有进行必要的治理。中国石化北京燕山分公司锅炉烟气污染物排放必须满足北京市《锅炉污染物综合排放标准》DB 11/139—2002 的要求。标准规定该锅炉氮氧化物含量小于250 mg/m3，为此，中国石化北京燕山分公司提出对220 t/h 水煤浆锅炉实施脱硝技术研究，使之该锅炉实现NOx的达标排放。

1 220 t/h 水煤浆锅炉脱硝工艺方案的确定及工艺流程

中国石化北京燕山分公司通过对有关脱硝技术的比较选择，确定选取奥地利ENVIRGY（安博巨）公司的选择性催化还原（SCR）技术对220 t/h水煤浆锅炉烟气实施脱硝治理，脱硝的还原剂为液氨（纯度99.6%）。

1.1 220 t/h 水煤浆锅炉脱硝的主要参数（表1）

1.2 脱硝工艺方案及工艺流程的确定

220 t/h 水煤浆锅炉使用的燃料采用大同煤浆，烟气中水蒸气的含量较高，氧气体积分数为6% 左右，NOx气体中NO 体积分数占90%。脱硝系统主要分为两个部分，即SCR 反应器本体部分、还原剂液氨贮存及制备系统部分。

表1 脱硝的主要参数

SCR 反应器本体是未经脱氮的烟气与NH3混合后通过安装催化剂的区域产生反应的空间。在SCR 反应器内，烟气与NH3的混合物在通过催化剂层时，烟气中的NOx（主要是NO）在催化剂的作用下与NH3及O2反应生成N2与H2O，从而达到除去烟气中NOx的目的。采用的脱氮还原剂为浓度不低于99.6%的液氨，有效成份为NH3，脱氮的基本反应方程式如下[1]。

4NO＋4NH3＋O2—→4N2＋6H2O

NO＋NO2＋2NH3—→2N2＋3H2O

副反应

2SO2+O2—→2SO3

SCR 反应器本体布置方案：SCR 催化反应器采用炉外布置，即布置在上级空预器和下级省煤器之间。锅炉上级空预器出口烟气接至反应器的入口端，烟气经过SCR 反应器脱硝后，再接回下级省煤器烟气入口端。为了留出进、出烟道所需的空间，原下级省煤器及下级空预器整体移至SCR 反应器下部，即反应器的烟气出口端。经过SCR 反应器脱硝并热交换后的烟气再进入原脱硫系统脱硫，因此，SCR系统还要能耐受烟气中硫和粉尘的冲击。

还原剂液氨贮存及制备系统布置方案：根据电站总图布置现状确定液氨贮存及制备系统区域。该区域包含还原剂液氨贮存及制备系统的所有设备，主要有液氨贮罐、卸料压缩机、氨蒸发槽、氨气缓冲槽、液氨泵、氨吸收罐等。该区域设置1 个废水池、1 台废液泵。在液氨存储和供应区，液氨通过卸料软管由槽车内进入液氨储罐。卸车时，卸料压缩机抽取槽车内的液氨，经加压后打入液氨储罐，这样槽车内的液氨被压入液氨贮罐。液氨贮罐液位到达高位时自动报警并与进料阀及卸料压缩机电动机联锁，切断进料阀及停止卸料压缩机运转。储罐内的液氨通过出料管由储罐内的压力送至液氨蒸发槽，利用电站的70～90 ℃余热热水将液氨蒸发槽内的液氨气化，气化后的氨气进入氨气缓冲槽，缓冲槽可以提供稳定压力的氨气。氨蒸汽被送往SCR反应器区以供使用。

自氨供应区来的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混合器内充分混合。稀释风机流量按100%负荷时氨量对空气的混合比为5%设计。氨的注入量由SCR 反应器进、出口NOx、O2在线监视分析仪测量值来控制。

氨和空气混合气体进入位于烟道内的氨喷射格栅，喷入烟道后，通过静态混合器再与烟气充分混合，然后进入SCR 反应器，SCR 反应器操作温度可在320～370 ℃范围内，SCR 反应器安装在上级空预器与下级省煤器之间。温度测量点位于SCR反应器进口，当烟气温度在320～370 ℃范围以外时，温度信号将自动关闭氨进入氨/空气混合器的快速切断阀。

为了优化SCR 系统的设计，使SCR 系统内的温度、速度、粉尘和氨分布均匀，同时降低系统的压力损失，需要采用CFD 技术进行系统的优化调整。220 t/h 水煤浆锅炉脱硝工艺流程见图1。

2 脱硝工艺条件及主要参数的确定

2.1 催化剂选用及装填方案

催化剂是SCR 的核心，采用催化剂，可以使NOx与氨之间的化学反应在较低的温度下（180～600 ℃）进行，并且可以获得更高的还原剂利用效率。催化剂可以促进化学反应，其活性会随着时间的推移逐步下降，主要原因为表面被玷污或者有害元素中毒[2]。

催化剂都含有少量的氧化钒和氧化钛，氧化钛具有较高的抗SO3的能力。一般燃煤锅炉用催化剂，均要求SO2转化率在1%以下[3]。SCR 催化剂的载体可以是氧化钛、沸石、氧化铁或活性炭。

催化剂的结构、形状随它的用途而变化。蜂窝式和板式是常用的结构，一般组合成尺寸约为2 m×1 m×1 m 的模块。

本项目采用板式结构的催化剂，反应器内设置2+2×1/2 个催化剂层，其中有两个1/2 预留层。催化剂首次装入量为104 m3，投运至第三年装入第一个1/2 预留层即26 m2，在第八年加装第二个1/2 预留层，整个催化剂层的阻力降小于1000 Pa。

2.2 液氨的蒸发

液氨的蒸发共设1 个蒸发器。蒸发器最大液氨蒸发量100 kg/h，能够满足SCR 反应器所需氨量。液氨在蒸发槽内蒸发为氨气，液氨蒸发槽为螺旋管式，采用电站余热热水加热。螺旋管内为液氨，管外为70～90 ℃的余热热水，以70～90 ℃的余热热水将液氨汽化至常温。热水流量受蒸发槽本身水浴温度控制调节，当水浴温度高过80 ℃时则切断热水，并在控制室报警显示。蒸发槽上装有压力控制阀将氨气压力控制在2.1 kg/cm2，当出口压力达到3.8 kg/cm2时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上也装有温度检测器，当温度低于10 ℃时切断液氨，使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力。蒸发槽也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。

2.3 氨气与空气的混合比

自氨供应区来的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混合器内充分混合。氨与空气的混合体积比约为5∶95。氨的注入量控制由SCR 反应器进出口NOx、O2在线监视分析仪测量值来联锁控制。

2.4 SCR 反应器内的反应温度

图1 工艺流程图

2.5 氨的逃逸率控制

在SCR 进口设置NOx、O2、温度监视分析仪，在SCR 出口设置NOx、O2、NH3监视分析仪。NH3监视分析仪监视NH3的逃逸率小于3%，超过则报警并自动调节NH3注入量。由于目前的NH3监视分析仪测量精度不够，需要通过定时采集飞灰，测定其中的NH3不大于100 μg/g，则对应NH3的逃逸浓度就不会大于5 μg/g。