小议燃煤电厂W火焰炉SCR法烟气脱硝技术选型及布置优化

赵玉

摘 要：燃煤电厂是造成氮氧化物（主要是NO、NO2以及少量的N2O等， 统称为NOx）排放的主要来源之一，其为形成酸雨、光化学烟雾、臭氧和PM2.5的主要前体物质。与碳氢化合物能形成光化学烟雾危害环境，NOx亦参与臭氧层的破坏。为满足日趋严格的环保要求， 我国燃煤火电厂在十二五期间，大多完成了烟气脱硝装置的建设工作并实现了运行。文章针对韶关电厂10、11号机组W火焰炉的烟气脱硝改造设计优化进行了研究，其结果可为相同炉型应用提供参考。

关键词：燃煤电厂；W火焰炉；SCR法烟气脱硝技术；选型；布置优化

中图分类号：X77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）21-0177-02

1 概 述

NOx是产生酸雨、光化学烟雾、温室效应和臭氧层破坏的主要前驱物，这也是导致我国雾霾频发的根本原因之一[1]。国务院于2013年9月10日发布了《大气污染防治行动计划》来推进大气污染防治工作[2-3]。

为了应对日益严重的雾霾问题，2014年6月7日，国务院办公厅印发了《能源发展战略计划（2014-2020年）》，同时国家多部委也联合下发《煤电节能减排升级与改造计划（2014-2020年）》，就煤电节能减排提出了新的要求和升级改造“时间表”，同年，中国开始执行火电大气污染排放新标准，NOx的排放限值降为50 mg/m3[4-7]。

由此可见，随着国家环保政策的日趋严格，NOx减排将依然是我国“十三五”期间的工作重点。为充分落实广东省环境保护厅粤环【2011】3号文精神，同时把韶关电厂建设成“环境友好型、资源节约型”绿色环保型电厂，韶关发电厂开展了在运的10、11号机组的烟气脱硝改造工作。

2 烟气脱硝工程概况

韶关发电厂10、11号机组为2×300 MW燃煤机组，其中锅炉为东方锅炉厂生产的DG1025/18.2-II15型W火焰炉，为亚临界、中间再热、自然循环汽包炉， 双拱型单炉膛，W形火焰，平衡通风，固态排渣，轻油点火的燃煤锅炉。

10、11号机组炉后设有空预器和送风机构架，该二处构架采用钢框架结构，原有构架的地下基础为：

10号机为天然承台钢筋混凝土基础，11号机为冲孔桩钢筋混凝土基础，该二处的结构及其基础未预留脱硝SCR反应器及相关平台的荷载[2]。

为了确保烟气脱硝工程的有效实施及实现氮氧化物的减排，进行了充分的考察调研，韶关发电厂最后确定采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，催化剂层数按“2+2”模式布置，初装2层预留2层；每套脱硝装置均根据处理烟气量为100%、脱硝效率不低于90%和其他工况条件下进行整体设计。

3 SCR 烟气脱硝技术原理及工艺系统

3.1 技术原理

本工程采用高灰型选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术，氨（NH3）作为还原介质， 主要由供氨与喷氨系统、催化反应系统、烟气管道与电气控制系统等组成。

反应器布置在锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间，来自锅炉省煤器的热烟气在进入SCR反应器前，位于SCR反应器的上游烟道中喷入氨（NH3）， 使氨与烟气充分均匀混合后进入反应器。

氨在催化剂的作用下，在有氧气的条件下选择性地与烟气中的NOx发生还原反应， 将NOx转换为无害的氮气（N2）和水蒸气（H2O）。

根据设计，在催化剂化学寿命期内，在布置两层催化剂的条件下，每套脱硝装置脱硝效率均不小于80%；在布置三层催化剂的条件下，每套脱硝装置脱硝效率均不小于90%。

SCR反应器内的主反应过程为：

4NO+4NH3+O2 催化剂 4N2+6H2O

6NO2+8NH3 催化剂 7N2+12H2O

NO+NO2+2NH3 催化剂 2N2+3H2O

3.2 工艺系统

烟气经SCR装置入口补偿器、AIG喷氨格栅、反应器入口补偿器，然后进入反应器内（无旁路烟道），还原剂（氨）在催化剂的作用下与烟气中的氮氧化物反应，从而去除烟气中的NOx。经处理后的烟气直接进入锅炉空预器内。

本工程每台锅炉配置2台脱硝反应器，反应器的截面尺寸为13.9 m×7.95 m，每台脱硝反应器设计成2+2层催化剂布置方式，其中下面2层为预留层。每层含有7×8个催化剂模块。模块之间和与反应器壁之间采用密封板密封。

可以通过模块化的催化剂结构来保证催化剂的结构始终处在相同的规格下，并且还可以通过该方式来体现出其互换性的特点，控制催化剂反应时间。催化剂选型过程中，工作人员要关注燃料微量元素作用特性，避免因为微量元素的影响，导致出现催化剂中毒等问题。

在添加新催化剂之前，要对催化剂的体积进行明确，保证催化剂的体积可以满足脱硝要求，控制氨逃逸率，提升工作安全性。催化剂模块可以通过钢结构框架来实现，提升运输、安装以及起吊等多方面的工作效率。烟气是可以和氨气相互作用的，通过混合的形式到达反应器中。而工作人员要在反应器入口的位置设置一些可以让气流比较均匀分布的装置。反应器的主要构成因子包含入口气流均布装置、催化剂支撑梁以及密封板等。在反应器内部空间，还要通过还原剂等对烟气当中的氮氧化物进行处理，使其生成氮气以及水，减少气体中NOx的含量[3]。

4 脱硝装置设计与布置

工程设计立足于现阶段烟气排放达标，兼备环保政策发展应变空间之需。韶关发电厂10、11号（2×300 MW）燃煤机组为东方锅炉厂生产的DG1025/18.2-II15型W火焰炉，与四角切圆炉相比，W火焰炉较因其炉温偏高，炉内自身产生的氮氧化浓度也相对偏高，同容量机组，韶关电厂在低氮燃烧改造前，烟囱的

NOx浓度高达900 mg/m3，四角切圆锅炉的NOx浓度处于600 mg/m3左右。要采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺。 NOx烟囱出口浓度低于100 mg/m3；即便是目前广东省环保厅提出的近零排放的标准下，韶关电厂的脱硝系统在安装四层催化剂，同时调整燃烧器，则完全可以达标排放，该系统的辅助设施及管道阀门均留有足够的空间[4]。

系统设计还针对省煤器出口处条件所限不能设灰斗的情况下进行优化设计，采用缩短水平段减少积灰。本工程SCR装置为高含尘布置，加装SCR装置后，入口水平段较短，不设灰斗，利用省煤器出口水平烟道下部的省煤器灰斗进行排灰，可以减少进入反应器中烟尘浓度及大颗粒灰进入反应器几率，防止催化剂的堵塞。

同时，SCR出口烟道设计成16 °的倾斜角度，经过计算和物模试验，即便是机组在最低稳燃负荷下长期运行，该倾斜烟道底部形成积灰也非常少，烟道内烟气流速约为15 m/s，能够将积灰携带走不堆积在烟道内。

因此脱硝出口烟道不会因为大量积灰而对下游空预器的正常运行产生不良影响，从而省却了省煤器出口灰斗的建设成本以及今后的运行维护费用[5]。

脱硝装置SCR反应器区的布置主要是脱硝反应器的布置。

脱硝反应器布置在10、11机组炉后原有送风机支架上方。在原有的支架上新建钢结构用于支撑反应器并根据检修和维护的要求设置相应的平台扶梯。

脱硝区域布置根据工艺方案，结合场地条件，紧凑布置，主要设施有SCR反应器、SCR区CEMS小间等。这样的布置使整个脱硝反应器区与周围区域紧密结合形成一个完整的区域，有利于工程实施，并满足机组安全运行的要求。

5 安装SCR后投运后的脱硝效率和减排效果

经测试和现场运行显示，安装SCR脱硝装置后的脱硝效果后脱硝效率达到80%以上，出口浓度低于100 mg/m3， 满足了时段要求，同时减排效果明显，见表1。

说明：脱硝设备年利用小时按5 500 h，脱硝效率按80%考虑。同时表2数据为1台锅炉的减排数据，按2台锅炉计算，每年可减排氮氧化物10 626 t，对当地环境质量的改善具有明显的贡献。在经济效益方面，按氮氧化物排污费0.6元/kg·计，初步估算每年可节省约637万元。因此该工程的经济效益和社会效益均十分可观。

参考文献：

[1] 贺泓，李俊华，上官文峰，等.环境催化：原理及应用[M].北京：科学出版 社，2008：189-91.

[2] 李穹. 燃煤机组超低排放技术路线探讨[J].科技资讯， 2015， 85-86.

[3] 王志轩，潘荔，张晶杰，等.我国燃煤电厂”十二五”大气污染物控制规划 的思考[J].环境工程技术学报， 2011， 63-71.

[4] 王金南，蒋春来，张文静.关于“十三五”污染物排放总量控制制度改革 的思考[J].环境保护，2015， 21-24.

[5] 崔明，左明，宋伟.火电企业大气污染物排放对环境危害及减排对策[J].能源环境，2015， 93-95.