SCR 反应器布置位置对燃煤锅炉脱硝效率的影响

2023-11-16李浩阳任建兴李芳芹周虎飞

能源与环境 2023年5期

李浩阳任建兴李芳芹周虎飞

（上海电力大学能源与机械工程学院上海 201306）

火电厂排放的氮氧化物（NOx）对环境和人体健康危害很大，世界上煤电机组控制NOx排放的主要方式是安装选择性催化还原（SCR）脱硝系统。SCR 脱硝效率为70%～95%，影响效率的因素有很多，最基础的是SCR 的布置问题。

1 火电厂控制NOx 排放

火电厂污染排放是指火电厂机组在运行过程中各种排放物过量排放对环境的影响。污染物排放主要源于化石燃料的燃烧，主要有烟尘、SO2和NOx。在节能减排的政策下，煤电超低排放机组改造建造截至2021 年底占总装机量的90%［1］。随着排放标准的越来越严格和各种新型节能减排技术的应用，污染物排放量也在逐年下降，但是NOx的排放治理相对比较缓慢，下降幅度比较小。

煤电机组燃料也就是煤燃烧产生的氮是锅炉运行过程中NOx的主要来源，占机组NOx排放总量的80%，减少这类NOx生成的方法有：使用低氮燃烧器、防止燃烧区受热不均、缩短烟气在燃烧区的停留时间、选用含氮量少的煤等［2］。

煤燃烧产生NOx是不可避免的，在燃烧侧的降氮手段效率不高，需要配合燃烧后的烟气脱硝手段。火力发电厂达到超低排放的方式主要为：安装SCR 反应器处理尾部烟气中NOx的排放和炉膛前端配备低NOx燃烧器技术［2］。其中SCR 技术不同布置方式中存在的问题有：高温高灰布置中催化剂的磨损、堵塞和中毒导致氨逃逸量增加，脱硝效率降低和堵塞空预器；高温低灰布置中的飞灰颗粒粘结和高温除尘器的应用；低温低尘布置中的低温催化剂效率低而且投资、运行成本高。

2 SCR 脱硝原理及系统流程

SCR 脱硝是目前最成熟也是应用最多的烟气脱硝净化技术，是一种尾部烟气脱硝方法。原理是利用尿素或氨水生成NH3，将NH3与空气混合形成NH3体积含量为5%的混合气体作为还原剂，在金属催化剂作用下，选择性地与烟气中的NOx反应生成对环境没有影响的N2和H2O，反应器中的主要反应过程见式（1）～（3）。

烟气中的NOx在催化剂中的流程为：①烟气中的NOx随着混合NH3扩散到催化剂外表面；②NOx与混合NH3从外表面渗入到内表面；③NOx与混合NH3吸附到内部催化剂反应中心；④在反应中心NOx被NH3催化还原成N2和H2O；⑤N2和H2O 在催化剂反应中心脱附，随烟气流场流出SCR 反应器。SCR 脱硝反应原理如图1 所示。

图1 SCR 脱硝反应原理图

催化剂的投资占SCR 总投资的35%左右，作用是提高反应速度，降低反应过程中的活化能，使最适合反应的温度降至烟气温度（150～450 ℃）。在SCR 系统中使用的催化剂材料大多以TiO2为载体，以V2O5、V2O5-WO3或V2O5-MoO3为活性成分。催化剂的类型有蜂窝式、板式和波纹式3 种［4］。催化剂根据组成成分、元素含量的不同，适用的温度也不一样。在高温（345～590 ℃）下适用的催化剂为高温催化剂，高温催化剂催化效率高，技术成熟，是流行使用SCR 高温高灰布置的主要原因；适用温度略低于高温的（260～380 ℃）催化剂为中温催化剂和适用于低温（80～300 ℃）的低温催化剂［5］。催化剂活性与脱硝效率密切相关，如果反应温度偏低，活性降低导致脱硝效率下降；如果反应温度偏高，一部分NH3在高温下被氧化，选择性降低，不与烟气中NOx反应导致效率下降。工程上常用氨逃逸量来表示催化剂寿命，随着催化剂活性的降低，脱硝效率降低，氨逃逸量增加，NH3参与还原反应量减小，当氨逃逸量达到最大规定限度就需要更换维护催化剂。催化剂的寿命还会因为各种物理、化学因素的影响如堵塞、变形、烧结、腐蚀、积灰和金属中毒等因素而下降［6］。

系统中常用尿素、氨水或纯氨来制作还原剂NH3［7］。燃煤电厂中的制氨方法有3 种：纯氨法、尿素水解法和尿素热解法。纯氨法只需将液氨蒸发即可得到NH3，流程简单，运行温度低，运行投资费用低；尿素水解法原理是尿素溶液在一定的温度和压力下，先生成中间产物，随后分解生成NH3和CO2；尿素热解法是尿素溶液雾化后在高温下直接受热发生分解生成NH3［8］。

目前典型SCR 脱硝系统的工艺流程为：液氨以液态形式储存运输，汽化后注入缓冲罐里平衡压力，在混合器中与空气混合稀释，通过喷氨格栅喷入反应器上游的烟气中，与烟气中的NOx在催化剂作用下发生反应［9］。脱硝系统工作过程如图2 所示。

图2 SCR 流程图

3 SCR 脱硝影响因素

烟气脱硝效率是指烟气脱硝装置脱除的NOx量与原未经脱硝的烟气中所含NOx量之比的百分数。SCR 脱硝过程中影响效率的因素有很多，其中主要因素有反应温度、氨氮摩尔比、空速、NOx浓度和接触时间等。通过数学模拟600 MW 机组在不同条件下脱硝效率的变化规律如图3 所示［10］。

图3 不同因素对脱硝效率的影响

图3（a）表示烟气温度对脱硝效率的影响。脱硝效率随着烟气温度升高先增加后降低，在烟气温度400 ℃左右时达到最大。因为机组的高温催化剂最佳反应温度为300～400 ℃［11］，温度在最适温度时，催化剂活性最大，脱硝效率最高；温度较低时，催化剂活性未完全激发效率偏低；温度较高时，催化剂失活会导致效率降低，温度过高还会加速NH3氧化。

图3（b）表示氨氮摩尔比对脱硝效率的影响。脱硝效率随氨氮摩尔比的增大先增加后降低，在氨氮摩尔比为1.02 左右时达到最大值，表示NH3与NOx充分反应。当氨氮摩尔比偏小时，NH3喷入量较小导致NH3与NOx反应不充分；当氨氮摩尔比偏大时，NH3喷入量较大，会导致氨逃逸量增加和NH3氧化反应加大。

图3（c）表示NOx浓度对脱硝效率的影响。脱硝效率随NOx浓度的增加而单调下降。因为系统在氨喷入量不变的情况下，随着反应器入口烟气中NOx浓度增加，部分NOx无法与NH3发生反应，导致脱硝效率下降。

图3（d）表示空速对脱硝效率的影响。脱硝效率随空速的增加而单调下降。因为空速越大，烟气在反应器的停留时间越短，NOx与NH3发生催化还原反应越不充分，导致脱硝效率下降。

图3（e）表示接触时间对脱硝效率的影响。脱硝效率随接触时间的增加先增加后降低，在200 ms 左右达到最大值。开始烟气与催化剂的接触时间越长，反应越充分；接触时间过长，会导致NH3氧化反应和其他副反应加大，脱硝效率下降。

锅炉机组的负荷等其他因素也会对脱硝效率产生影响。机组负荷的影响实际上是过量空气系数、氧含量和温度等多种因素的综合影响。机组负荷与SCR 脱硝系统中的烟气量相关，在喷氨量不变的情况下，负荷越大，烟气量越多，脱硝效率减小；氧气的含量影响炉内燃烧，氧量增加，炉内富氧燃烧，燃料中的热力型NOx生成量增加，但随着氧气量的进一步增加，炉内的风量过大导致温度降低，热力型NOx会有所减少；过量空气系数影响烟气的温度，过量空气系数增大，SCR 入口烟气温度升高，脱硝效率提高，但锅炉的排烟温度也会升高，排烟热损失会增大导致锅炉热效率降低［12］。

4 SCR 系统反应器不同布置影响脱硝效率因素

燃煤电厂SCR 系统设备可以放在锅炉省煤器后面，也可放在电除尘器后面，还可放在烟气脱硫装置后。这3 种位置布置的SCR 系统设备分别称为高温高灰布置SCR 系统、高温低灰布置SCR 系统和低温低灰布置SCR 系统［13］。

高温高灰布置也叫高含尘热段布置，如图4 所示。SCR 系统设备布置在省煤器后，空预器前。此处烟气中的飞灰和SO2含量高，温度为350 ℃左右，多数催化剂在这个反应温度下脱硝效率最高，因此这种布置在燃煤电厂超低排放的背景下被广泛采用。由于飞灰含量高、颗粒大，所以会在系统中布置吹灰设备和应用大孔径催化剂，催化剂寿命长。

图4 SCR 高温高灰布置

高温低灰布置也叫低含尘热段布置，如图5 所示。反应器布置在除尘器之后，脱硫装置前。烟气经过除尘器的温度在325 ℃左右SO2含量高，飞灰含量低且无大颗粒飞灰，减少了对催化剂的堵塞磨损。缺点是系统中无吹灰设备，烟气中的细小颗粒需要静电除尘器去除，静电除尘器在高温烟气下运行风险大；烟气中的SO2含量高，无法用高活性催化剂，还会有硫酸氨和硫酸氢氨堵塞催化剂的风险。

图5 SCR 高温低灰布置

低温低灰布置也叫冷段布置，如图6 所示。反应器布置在烟气脱硫装置后。烟气流经脱硫装置温度在80 ℃左右，无飞灰和SO2，催化剂寿命长，没有污染和堵塞的风险，可以安装高活性的催化剂。缺点是烟气没有达到催化反应所需温度，需要加装烟气加热装置，大大增加脱硝运行费用。

图6 SCR 低温低灰布置

SCR 反应器3 种不同布置的特点如表1 所示。

表1 SCR 反应器布置方式的性能对比

空速是烟气体积流量与催化剂体积之比，代表烟气的停留时间，烟气的空速越小，其停留时间越短，脱硝效率越高；烟气中的SO2会转化成SO3与NH3生成NH4HSO4，NH4HSO4在高温高灰布置的SCR 系统会堵塞后方空预器，影响脱硝效率；烟气中的高温飞灰对催化剂影响很大，会导致催化剂积灰、冲蚀、堵塞、磨损，飞灰中含的重金属还会导致催化剂中毒从而影响脱硝效率；烟气温度与催化剂的活性密切相关，大部分高效的高温催化剂在300～430 ℃时效率最高。