火电厂脱硫脱硝在循环硫化床机组的技术应用

赵补和

摘 要：主要介绍脱硫及脱硝技术，简述其工艺原理及特点，分析对比脱硫及脱硝技术特性。针对循环流化床锅炉机组工程建设实况及锅炉燃烧特点，污染物排放控制现状，以及存在关键问题的基础上，对电厂脱硫、脱硝技术的应用现状、各种技术的优缺点，机组的适用性进行分析，选择的最佳大气污染物超低排放改造技术。

关键词：脱硫;脱硝;方法;特点

1 引言

NOx的排放对人体有致毒作用、对植物有损害作用、形成酸雨、光化学烟雾、破坏臭氧层等。在充分考虑现有锅炉机组运行实况及基础设施现状的基础上，非催化还原法（SNCR）脱硝技术工艺流程进行了优化设计，设备进行了优化选型和布局，实施并完成了脱硫、脱硝技术改造工程。烟气脱硫过程是在吸收塔内完成的。其基本原理是利用SO2气体在水中有良好的溶解性能，并可以引起连锁反应，使其与CaCO3中和成Ca2SO4排出，达到脱硫目的。

2 干法烟气脱硝工艺原理及特点

2.1 SCR原理

SCR脱硝与电力行业SCR脱硝技术化学反应原理相同，是在250～300℃（电力行业由于烟气中SO2含量高且具有合适的烟气温度，反应温度选择为320～400℃）烟气条件下，氨类还原剂在催化剂表面进行还原NOx反应，产生无害的氮气和水，同时，通过催化剂组分调整，可同步将二噁英分解为CO2、水及HCl，其主要反应式为：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

6NO2+8NH3→7N2+12H2O

NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O

DXN→CO2+H2O+HCl

该技术为达到较高的脱硝效率和系统运行稳定性，设置有GGH换热器、烟气加热炉、增压风机等配套设施，因此，比电力行业SCR脱硝系统复杂、占地较大，投资和运行费用显著提高。

2.2循环流化床采用选择性非催化还原法主要优势

目前的趋势是用尿素代替NH3作为还原剂，使操作系统更加安全可靠，而不必担心NH3泄露所造成的新污染。目前SNCR法多用做低NOX燃烧技术的补充处理手段。SCR脱硝通常由GGH换热系统、烟气再热加热炉系统、氨气制备与喷射系统、反应器、烟气增压风机系统等组成。与干法/半干法脱硫系统衔接时，由于脱硫后的烟气SO2浓度低，脱硝反应温度可适当降低。

3 脱硫、脱硝设施改造后问题分析

3.1脱硫设施改造后问题分析

湿法脱硫装置通过喷淋大量的碱性溶液至烟气中吸收SO2而脱硫，喷淋净化后的烟气经除雾器除尘除雾后排出，此烟气温度很低（50～60℃），烟气量比脱硫前增加约8%，且为湿烟气（含有大量的液态水滴/水雾），对后续烟道/设备的腐蚀性很强。因此，建设SCR脱硝装置时，最直接的判断是将脱硝装置布置于脱硫装置之前，虽然此时进入脱硝装置的烟气相对温度较高、烟气量较小、基本无腐蚀性，系统投资和运行费用均较低，但此种配置存在脱硫入口烟气温度被提高，脱硫费用增加;湿法脱硫装置布置于烟气净化系统末端，无法实现粉尘的超低排放，还需要增加湿式布袋除尘器等设备（塔顶直排烟囱直接增加湿布袋除尘装置非常困难）;脱硫后外排烟气存在烟囱雨;中大量含金属的烟尘进入脱硝装置容易导致催化剂中毒/堵塞等问题，实践表明，烟气温度、石灰石粉品质和纯度、液气比、钙硫比、脱硫浆液ph值等因素，均对脱硫效率有较大影响，需要根据工程实际进行调节与控制。

当烟气温度低于露点温度时，饱和烟气及携带的水滴和水雾会在烟气出口设备上凝结，水雾凝结后吸收烟气中的腐蚀元素，从而腐蚀管路和设备。可通过烟气再热方法来提高出口烟气温度、合理控制浆液的PH值、在烟道内添加防腐衬底等方法解决。

3.2催化剂吹灰方式选择

由于烧结工艺、原料成分和配比的不稳定性、负荷波动的频繁性，致使流量大，烟气携带粉尘多，且粉尘磨性较强[1]，主要为金属、金属氧化物/络合物等，通常在湿烟气中呈现偏酸性，而烧结机含湿量大，启停频繁，在烧结机启停过程中，烟气温度降低后，烟气中的气态水会凝结于催化剂表面，催化剂表面还会黏附飞灰，容易引起SCR脱硝催化剂的中毒及堵塞，是脱硝装置布置于脱硫装置下游的重要原因之一（烟气经脱硫系统后，烟气中的烧结矿粉尘大部分被脱除，SO2浓度也大幅度降低，会对脱硝催化剂起到良好的保护作用）。为此，脱硝系统设计时，催化剂尽可能采用大孔催化剂（建议孔数不大于30孔），另外还需要设计有效的吹灰器系统。催化剂吹灰器有声波吹灰器和耙式吹灰器两种，声波吹灰器通过高频率声波的吹扫，以防止催化剂表面积灰为主，对于沉积于催化剂表面的积灰的清扫功能较差，因此，不适用于较高黏度烧结机烟气飞灰的清扫。

3.3脱硝设施改造后问题分析

非SNCR反应区的氨逃逸的增加，会造成氨氧化生成NOX，导致最终的排烟NOx上升，并且过多的氨逃逸也会对环境造成污染。因此，在运行过程中，要十分重视喷氨量和氨喷射器调整的问题，根据负荷的变化，合理地调整氨喷射器及氨含量，以最小的氨氮比来达到最大的脱硝效果。湿法脱硫装置后烟气为湿烟气，含有大量的液态水滴/水雾，在湿布袋除尘器至脱硝系统的烟道内会有大量且不间断的液态水析出，因此，湿布袋除尘器与脱硝装置之间的连接烟道在做好足够的防腐措施的基础上，必须设置落水槽，且烟道底壁板要设置倾斜坡度，以保证冷凝水由落水槽顺畅流出。流出的液态水具有较强的腐蚀性，落水管也需要考虑增加防腐措施。

脱硝系统增压风机的控制须与烧结机主抽风机做好通讯监视或联锁，防止烧结机主抽风机大幅度波动时，烧结机主系统与脱硝系统相互产生不良影响;新建湿式布袋除尘器时，与脱硫塔之间的连接烟道口，需要设置有效的导流板，目的在于防止新建湿布袋除尘器后，脱硫塔出口烟气流场发生变化而影响脱硫塔的脱硫及除雾器除雾效果。当然，工程设计需要综合考虑各方面因素，须根据不同项目灵活对待。湿法脱硫系统配套的SCR脱硝技术及工程配置方案，特别对此种脱硝工艺工程设计过程中烟气量的确定和催化剂吹灰方式的选择等进行了分析和总结。烟气量的选择应在主抽风机参数值和脱硫系统增加煙气量的基础上额外增加不少于20%的风量余量，以保证脱硝系统增压风机选型不会偏小而限制烧结机系统运行负荷;建议采用耙式吹灰器，并且以过热蒸汽作为气源，蒸汽过热度不低于50℃;若确实无法提供过热蒸汽，则采用加热后的压缩空气或氮气作为气源，并且压力不得低于0.8MPa，加热后温度在200℃左右，保证对催化剂具有良好的清灰作用;另外，对于其他工程设计因素，应根据不同项目灵活对待。

结语

本次技术改造选择的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺方案以及SNCR烟气脱硝工艺，技术成熟、效果显著，改造后脱硫、脱硝效率达到设计标准，脱硫后SO2排放浓度低于30mg/Nm3;脱硝后NOX排放浓度低于50mg/Nm3，完全满足超低排放指标要求。

采用的石灰石-石膏湿法烟气脱硫及SNCR脱硝工艺方案，适应煤种较为广泛，适合神华准能矸电公司燃用煤种的工程实际。运行实践表明，脱硫脱硝改造工程采用的技术方案是可行的，其成果对同类机组进行脱硫、脱硝技术改造具有借鉴意义。

参考文献

[1]贺克斌，杨复沫，段凤魁，等.大气颗粒物与区域复合污染[M].北京：科学出版社，2011.

[2]马双忱，赵毅，陈传敏.采用杂多酸化合物溶液同时脱硫脱氮的实验研究[J].环境工程学报，2002，3（3）：47-50.

[3]张金龙，辛志玲，张大全.湿法脱硫脱硝技术研究进展[J].上海电力学院学报，2010，26（2）：151-156.

[4]杨加强，梅毅，王驰，等.湿法脱硫脱硝技术现状及发展[J].化工进展，2017，36（2），695-704.