燃煤电厂SCR烟气脱硝改造工程关键技术

当前全国火电机组烟气脱硝改造已进入集中投运期，部分工程实施过程中隐藏的问题也在投运后逐渐显现.针对当前燃煤电厂脱硝改造工程现状.在总结分析当前脱硝改造工程问题的基础上，就设计参数的选取、性能保证值的确定、催化剂的选型、流场设计、吹灰器选型、反应器人口灰斗设置以及配套改造等脱硝改造工程中的关键技术问题进行分析与探讨.提出了相应的意见与解决措施。
“十二五”以来.随着达标排放、总量控制以及工程限期治理等多重政策性要求陆续出台。与此同时.虽然当前燃煤机组烟气脱硝有低氮燃烧与SCR、SNCR及SNCR/SCR联用烟气脱硝等多种技术可选。但在实际工程应用中.受排放标准与脱硝效率限制.绝大部分机组均需采用SCR烟气脱硝技术。
据国家环保部2013年统计数据.国内在役脱硝机组共计548台2.26亿kW.其中SCR脱硝机组共计434台2.15亿kW.但距相关政策要求的脱硝装配率仍有较大差距。从2013年起.全国火电机组烟气脱硝改造已进入集中投运期。
在上述背景下.国内当前燃煤电厂烟气脱硝改造工程及主要设备或材料市场呈现出鱼龙混杂、良莠不齐的局势.部分改造已投运工程已经显现出在工程设计或建设中隐藏的问题.导致未能充分发挥设计的减排能力与环保效益.甚至对机组安全稳定运行产生不利影响。
针对当前燃煤电厂脱硝改造工程现状.在总结分析当前部分脱硝改造工程问题的基础上.提出几点燃煤电厂SCR烟气脱硝改造工程关键技术问题.以供后续脱硝改造工程借鉴及进一步探讨。
1设计参数与性能保证值
1.1设计煤质的确定
由于受煤炭市场等因素影响.火电厂燃煤条件往往偏离设计煤质且波动较大。针对此情况SCR脱硝改造工程设计煤质应以近2年实际燃煤煤质为基准.综合考虑进一步劣化的可能及对后续燃煤来源变化的预期，确定设计煤质。尤其设计硫分与灰分不宜过高或过低.硫分直接影响脱硝性能保证值中的S02/SO，转化率与NH，逃逸指标以及空气预热器改造方案中的冷端镀搪瓷换热元件高度的确定.灰分直接影响催化剂(蜂窝/平板)与吹灰器选型(声波/蒸汽)，进而影响工程投资与后续运行维护。
1.2入口烟气参数的选取
因技术较为成熟可靠、无运行费用等优点.低氮燃烧技术已经成为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。低氮燃烧+SCR烟气脱硝已成为当前最为常用的老机组脱硝改造方案。但在确定低氮燃烧改造的NO，排放性能保证值时不宜过高以免造成SCR工程投资偏高.也不宜过低以免影响后续锅炉或SCR脱硝装置稳定经济运行.
SCR装置入口NO。浓度应结合低氮燃烧改造以及改造的风险进行技术经济比较后确定.且应在低氮燃烧性能保证值基础上留取适当裕量.一般推荐为50或100mg/m3(标态，干基，6%02)。对于无需进行低氮燃烧改造的机组也应在当前排放浓度的基础上留取适当裕量以确保后续SCR脱硝装置的稳定达标运行.
1.3性能保证值确定
当前SCR脱硝改造工程中的SO，/SO，转化率与NH，逃逸浓度常规的性能保证值为不高于1.0%与3x104(体积分数，下同)。鉴于高硫煤地区SCR脱硝机组当前频繁出现的空气预热器堵塞腐蚀现象，建议当燃煤硫分大于或等于2.5%时.sojso，转化率按小于0.75%要求：对于硫分大于或等于3%，NH，逃逸浓度按小于2x10-6要求。
虽然《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223--2011)要求2003年12月31日前投产或通过
环评审批的燃煤锅炉执行200mg/m3(标态.干基，6%0：)排放限值，但项目单位在确定出口NO。浓度时应考虑排放标准进一步趋严的可能性(如出台地方排放标准或所在区域划为重点区域)，可相应采取在设计中暂按200mg/m3(标态.干基。6%0，)要求安装催化剂。但相关设备选型与反应器设计具备满足100mg/m3(标态，干基，6%0：)排放限值的能力。
2催化剂选型
催化剂是整个SCR脱硝系统的核心和关键.其成分、结构、活性等相关参数直接影响脱硝装置脱硝效率及运行状况。催化剂的设计和选择应综合考虑燃煤特性、烟气条件、组分及性能目标来确定，并且综合考虑烟气特性、飞灰特性、灰分含量、反应器型式、脱硝效率、氨逃逸浓度、SOJSO，转化率、压降以及使用寿命等条件。
目前商用的脱硝催化剂类型有平板式催化剂、蜂窝式催化剂和波纹板式催化剂3种类型。其中波纹板式催化剂由于自身结构和制备工艺的局限性，一般适用于烟尘浓度较低的场合(≤10g/m，)，在国内的应用相对较少。对于常规SCR烟气脱硝工程.常采用平板式或蜂窝式催化剂，当烟尘浓度小于30g/m3时宜优先选用蜂窝式催化剂.当烟尘浓度大于40∥m，时宜优先选用平板式催化剂。
值得注意的是.在反应器截面、高度与催化剂支撑梁的设计中应按蜂窝/平板通用进行设计.并应充分考虑不同型式催化剂的重量对SCR装置钢结构的影响.以满足后续对催化剂型式进行更换的需求。催化剂选型时体积量的确定是基于达到性能要求的基本体积量再考虑燃料特性、SCR运行工况、催化剂堵塞等裕量后的值。尤其对于高砷(钾、钠)、高钙、高温或其他对性能指标(如so#SO，转化率、NH，逃逸浓度)有特殊要求的项目应在催化剂体积量与配方方面进行特殊考虑。
通过分析已投运脱硝机组催化剂运行状况可见.机械强度已成为脱硝系统安全稳定运行及后续催化剂再生的关键影响因素。催化剂的机械强度变化主要由催化剂的生产条件如配方、选型、工艺控制以及运行中的烟气条件如流场、飞灰浓度等决定。
对于高灰项目.建议在防止催化剂磨损方面进行特殊考虑.蜂窝式催化剂与板式催化剂在设计时迎风流速分别按照4.4-4.6m/s与5.2——5.3m/s取值.催化剂通道烟气流速均应控制在6——7m/s以内，此外可适当提高催化剂壁厚(蜂窝)或板厚(平板)，适当延长蜂窝催化剂前端硬化长度(不小于20mm)。
需要指出的是，在高烟尘浓度运行条件下.如果催化剂内壁过薄.即使采用顶端硬化措施.催化剂的内部孔通道仍有可能由于过度磨损而断裂。虽然壁厚的增加会带来初投资增加、反应器烟气阻力增加、SO，/SO，转化率增加等一系列问题.但也可以在很大程度上增加催化剂的机械寿命与再生能力.因此在设计壁厚时应进行综合考虑。
3流场设计
对于脱硝装置的设计.采取适当措施保证脱硝反应器中催化剂入口截面气体速度和反应物分布的均匀性极为重要.当前SCR脱硝实际运行中遇到的脱硝效率未达到设计值、氨逃逸浓度超性能保证值以及催化剂积灰与磨损等问题往往是由于流场分布不均所导致.而数值流场模拟与物理模型试验研究是在设计阶段解决此问题的有效手段。
尤其对于未预留脱硝空间的改造项目，由于受空间限制.从省煤器出口至SCR反应器入口的烟道布置一般比较紧凑.烟道截面变化大。急转弯多.更有必要进行相应流场模拟与试验，以确保流场的均匀性。脱硝系统数模与物模试验范围应涵盖从锅炉省煤器出口至空气预热器入口的全部烟气系统.主要包括反应器进、出口烟道、导流板、喷氨装置、反应器等。物模比例宜在l：10至1：15之间选取。表1所示为常规催化剂层人口烟气流场条件.如脱硝效率达到85%以上.应对人口烟气流场条件提出特别要求。
4吹灰器与反应器入口灰斗
中国燃煤机组燃用煤种多变且灰分较大.而且脱硝装置几乎全部为高尘布置的无旁路系统.因此必须考虑适当的脱硝吹灰器选型与反应器入口灰斗设置以尽量减小飞灰对催化剂的堵塞与磨损。
当前实际应用的SCR脱硝吹灰装置主要有蒸汽吹灰和声波吹灰2种。蒸汽吹灰装置吹灰能力强.但是会导致烟气湿度加大.易结成黏性积灰。声波吹灰装置是通过声波作用减弱黏结在催化剂表面灰粒的结合力.再使其在烟气的冲刷力及灰粒本身的重量作用下被烟气带走.对脱硝装置的不利影响较小，但其也存在吹灰力度较小。
吹灰效果相对较差等问题。建议在对吹灰器进行选型时除考虑飞灰浓度外.还需考虑飞灰沾污特性与磨损特性.一般可参考锅炉系统已使用的吹灰器的效果进行选择。当入口烟尘浓度大于40g/m3且飞灰特性属于严重磨损或严重沾污时.宜考虑采用声波/蒸汽联用方案.以实现在13常运行中以声波吹灰为主、蒸汽吹灰为辅的运行方式。在工程建设中。
为简化系统、降低工程造价或受空间限制，经常取消反应器人口灰斗。但已投运脱硝机组中造成催化剂堵塞的往往是可以通过设置反应器入口灰斗除去的大颗粒飞灰。建议对未设置省煤器灰斗且飞灰浓度较高、大颗粒飞灰较多或存在爆米花飞灰的项目设置反应器入口灰斗以保护催化剂.提高烟气脱硝系统运行的可靠性.必要时还可在灰斗上方设置大灰滤网以拦截大颗粒飞灰.
5配套改造
5.1省煤器改造
当前国内脱硝催化剂厂家承诺的脱硝运行烟温一般在320——420℃.部分项目存在机组低负荷时运行烟温过低问题.对于此类问题当前有省煤器烟气旁路、省煤器给水旁路、省煤器分级布置等应对措施。必须要指出的是。这些改造措施在理论层面与技术层面均是可行的.但涉及对锅炉重要设备或部位的改造.同时还存在对锅炉或脱硝系统安全稳定运行有不利影响或改造投资较大的问题。
因此.建议脱硝人口烟气温度过低问题宜优先考虑结合锅炉燃烧调整、优化脱硝运行控制等措施进行解决，如通过试验手段确定准确的脱硝最低喷氨温度及锅炉负荷调整策略.必要时再实施设备改造.
5.2空气预热器改造
脱硝改造后，烟气中的SO，与脱硝尾部逃逸的NH3易结合生成NH。HSO。凝结物，其凝结温度一般在150—200oCl51，而这一温度段在常规空气预热器的中低温段，因此脱硝改造往往需要对空气预热器换热元件实施配套改造。空气预热器改造设计的烟气参数应与脱硝改造工程一致.并在确定冷端镀搪瓷换热元件高度时留取适当裕量。
对于回转式空气预热器，改造后转子重量如增加，应对底梁、底部轴承等进行重新校核。建议对于燃煤硫分小于1%且现有空气预热器运行状况良好的项目.可暂不对空气预热器进行配套改造.而在后续脱硝运行中严格控制氨逃逸。
5.3引风机改造
加装SCR脱硝装置后.对引风机的压头影响较大，主要包括烟道阻力、反应器阻力和空气预热器阻力增加.一般常规“2+1”催化剂布置形式的脱硝系统阻力增加宜按1200Pa考虑.燃用低灰煤质的项目可在此基础上酌减。根据增加的阻力应重新核算现有引风机运行工况点.必要时实施引风机改造。
必须要指出的是.由于环保排放标准的全面大幅提高.当前国内燃煤机组往往同时面临多项环保改造.因此在确定引风机改造时应统筹考虑炉后环保设施改造方案.综合考虑引风机当前裕量、机组常态负荷、场地布置、变压器裕量、烟道优化设计、机组关停计划等因素。
6结语 针对当前国内燃煤电厂SCR烟气脱硝改造工程现状及脱硝运行过程中显现的问题.从设计参数的选取、性能保证值的确定、催化剂的选型、流场设计、吹灰器选型、反应器人口灰斗设置以及配套改造工程等方面提出几点燃煤电厂SCR烟气脱硝改造工程的关键技术问题.供后续脱硝改造工程借鉴及进一步探讨。更多环保新闻，请关注
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