张稳
河北大唐国际唐山热电有限责任公司 河北省唐山市 063000
摘要：SCR技术作为一项成熟的烟气脱硝技术，在火力发电领域中展露出广阔应用前景，可以将脱硝效率保持在90%以上，将NOx排放浓度控制在50mg/m3，这对燃煤电厂可持续发展有着重要意义，同时，也被视作为电力环保企业新增长点。因此，为充分发挥技术优势，加大技术应用推广力度，本文对SCR烟气脱硝技术进行分析，并提出SCR技术在燃煤电厂中的应用建议，为从业人员提供技术参考。
关键词：SCR技术；烟气脱硝；燃煤电厂
一、SCR烟气脱硝技术概述
1、SCR反应机理
SCR反应机理是NH3在特定温度以及催化剂条件下，选择性将烟气中分布的NOx还原成N2，同时生成水，起到控制分解反应活化能的效果，将反应温度稳定保持在150-450℃区间范围内。以主反应为例，反应公式为4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O。同时，在缺乏催化剂的条件下，反应温度将提高至980℃左右，且温度变化范围较小，并不具备SCR技术的实际应用条件。因此，工作人员必须结合情况配置适当种类催化剂，确保反应温度控制与燃煤电厂实际工况相适应，如310-420℃范围内。此外，由于氨具有挥发性特征，在反应过程中偶尔出现逃逸现象，与SO3反应生成（NH4）SO4以及NH4HSO4，导致空预器粘污。
2、典型工艺流程
根据实际应用情况来看，SCR烟气脱硝技术的工艺流程为，自锅炉省煤器途径SCR入口烟道，持续向SCR反应器内流入烟气，操纵入口烟道部位所安装氮气喷射装置，向入口烟道内喷射适量还原剂，还原剂与烟气所感NOx得到充分混合。随后，混合烟气经由导流板流过催化剂床层，NOx和NH3发生化学反应，持续生成H2O以及N2，随烟气流经锅炉空预器与除尘脱硫装置。最终，将脱硝处理后的烟气自烟囱向外排出，完成烟气脱硝工序。
3、SCR烟气脱硝技术应用现状
现阶段，SCR技术是一项较为成熟的烟气脱硝技术，具有不形成二次污染、脱硝效率高、没有副产物、运行可靠与脱硝成本低廉等优势，多数燃煤电厂均采取SCR技术，并取得显著成果。例如，在我国浙江国华宁海电厂中，为验证技术可行性，选择开展SCR烟气脱硝系统性能检测实验，将试验期间的机组平均负荷控制在603MW，AB两侧反应器入口烟气NOx浓度平均值分别为355mg/Nm3以及361mg/Nm3。根据试验结果得知，A、B侧反应器的脱硝装置总压降分别为640Pa与700Pa，脱硝效率同为84.3%，氨逃逸率为0.85ppmvd与0.22ppmvd，SO2/SO3转换率为0.68%与0.56%，测试结果优良，具备应用可行性。
二、SCR烟气脱硫技术在燃煤电厂中的应用建议
1、还原剂的选择
在SCR烟气脱硝技术应用期间，唯有合理选择还原剂种类，构建起稳定可靠的制氨系统，方可充分发挥技术优势，取得预期烟气脱硝效果。而常用还原剂主要为尿素、氨水以及液氨三种，各种还原剂特性如下。
1.1尿素
在使用尿素作为SCR系统还原剂时，直接在混合罐中加入适量干尿素进行搅拌溶解处理，再通过循环泵装置抽取溶液进行过滤，将过滤后的溶液倒入水解槽内。如此，尿素溶液在特定温度条件下与水反应，持续生成NH3与CO2。
与其他还原剂相比，尿素制氨法安全无害，但前期投资成本较为高昂，系统结构复杂，且所储存干尿素易出现潮湿破损问题
1.2氨水
在将氨水作为SCR系统还原剂时，将氨水在存储罐中进行储存，通过加热装置对氨水进行预热处理，在高温条件下，氨水将会蒸发为水蒸汽以及氨气。与其他还原剂相比，氨水采购成本及系统运行能耗成本较为高昂，且系统占用场地面积较大。
1.3液氨
。在使用液氨为还原剂时，将液氨自贮槽内流入氨气蒸发器，在一定温度条件下蒸发为氨气，并对氨气进行预热处理。随后，在氨气达到相应温度标准后，将氨气送至缓冲槽内，经调压阀减压处理后送入空气混合器，与空气形成混合气体，喷入烟气内，最后送入SCR催化反应器。在使用液氨时，燃煤电厂必须认识到纯氨属于易燃易爆品，需要采取严格防火保障措施，且纯氨运输与储存等工序流程必须符合相关规范标准。
2、催化剂的选择
当前在SCR系统运行期间，常用催化剂种类为分子筛催化剂、贵金属催化剂以及金属氧化物催化剂三种。以金属氧化物催化剂为例，其表面呈酸性，可以有效捕捉碱性NH3至催化剂表面，凭借氧化优势快速将氨以及NOx转换至水与氨水。同时，考虑到多数燃煤电厂所使用金属氧化物催化剂均负载于锐钛矿晶型TiO2中的钒氧化物，可选择将催化剂制成蜂窝形状，与板式及波纹式等催化剂形状相比，蜂窝式催化剂具有良好的耐久性、耐腐性以及高活性特征。
3、SCR反应器调试
为充分发挥SCR技术优势，解决各项技术性问题，在SCR系统正式投运前，需要开展SCR反应器调试试验，根据试验结果来调整系统结构及技术参数，而具体调试内容包括：第一，温度控制。在系统运行期间，催化剂温度主要保持在310-420℃范围内，如果温度出现异常变化，将难以满足催化剂工作要求。因此，在催化反应器启停与减负荷运行期间，考虑到催化剂温度将出现一定幅度变化，需要对催化剂实际温度进行测量，在必要情况下，采取反应器及省煤器旁路设计、切换挡板等技术措施，来控制烟气温度。第二，氨喷射控制。在调试运行期间，工作人员重点控制NH3喷入量以及分布状况，并根据NH3分布状况以调节实时喷氨量，保证NH3均匀分布在催化剂入口以及烟道中部等区域，取得良好的烟气脱硝效果，保持较高的NOx脱除效率。第三，催化剂监测。在系统运行期间，随着时间推移，所适用催化剂活性将会持续衰弱老化，进而影响到NOx脱除率与还原剂逃逸量。因此，工作人员需要持续对催化剂老化情况进行监测，定期更换全新的催化剂，基于试验结果确定催化剂更换频率。
4、SCR装置安装位置
将SCR装置安装至不同位置时，都将对SCR烟气脱硝效果造成影响，或是对除尘器等配套装置运行状态造成干扰，工作人员应结合现场情况，合理选择SCR装置安装位置。例如，将SCR装置安装在电除尘器及空预器上游区域时，可以将反应器内烟气温度保持在310-420℃，使得催化剂具有良好活性，无需对烟气进行再加热处理。但是，受到高尘烟气影响，催化剂实际使用寿命被缩短，且受到飞灰中所含Na等微量元素影响，时常出现催化剂污染问题。
结语：
综上所述，为取得理想的烟气脱硝效果，推动我国火力发电事业可持续发展。因此，燃煤电厂必须深入了解SCR技术机理与工艺流程，积极借鉴成功的技术应用案例，构建起完善的技术应用体系，结合实际情况科学制定技术方案。
参考文献：
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