燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝技术研究

张迪

中国石化长城能源化工（宁夏）有限公司，宁夏银川，750100

0 引言

我国社会化进程不断发展，且我国也是燃煤大国，虽然现在不断开发风、光等新能源，但燃煤发电的比例依然居高不下。大量的燃煤电厂在发电过程中排放高有机物含量的烟气，烟气中含有大量的二氧化硫和氮氧化物等，这些物质会导致区域大气污染恶化，严重威胁周边居民身体健康[1]。例如，燃煤电厂排放的烟气内氮氧化物含量较高，如一氧化氮、二氧化氮等，其造成大气污染的同时[2]，混合在空气中被人们吸入肺内会引起肺水肿、支气管炎等，情况严重的会造成呼吸衰竭，对人体健康危害极大。因此对燃煤电厂排放的烟气进行脱硝处理非常有必要。就目前我国烟气脱硝技术来说，主要是对烟气中的污染物含量执行控制，但操作工艺复杂，成本较高，并且会对综合性排放造成较大难度。并且在脱销的过程中，大多数选择尿素为还原剂，其在使用过程中脱硝效果仅能达到60%左右，无法满足当前“绿色发展”理念。为有效降低燃煤电厂锅炉烟气内有机化合物的含量，对其进行脱硝处理尤为必要。为此本文研究了一种燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝技术，以期降低燃煤电厂锅炉烟气内有机物含量，为区域大气污染治理提供有效途径[1]。

1 燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝技术

文中研究烟气脱硫脱硝协同控制技术，以完成燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝。该协同脱硝控制技术运用过程中，采用高灰型选择催化剂作为烟气脱硝SCR工艺的还原手段，在对催化剂使用过程中，需设定其模式，文中采用2+1的层数，即为初始完成2层安装，并且预留一个层次。在不同工况下，完成100%烟气量处理的目标下，完成2层催化剂的布置，在此情况下，单套脱硝装置的脱硝率大于75%；在此基础上，完成预留层催化剂安装，计划脱硝率达到87%以上。

采用液氮作为脱硝系统还原剂，完成氨的稀释处理后，设定喷射、烟道、反应器以及催化剂蒸汽和声波共5类系统，协同完成燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝，以国家制定的环保要求标准为依据，实现脱硝后NOX的排放浓度满足规定标准，即不超过30mg/Nm3。

1.1 SCR反应机理

SCR法也称选择性催化剂还原技术，该技术是在燃煤电厂锅炉烟气温度为120摄氏度至380摄氏度时，以氨气作为还原剂，将其添加到燃煤电厂锅炉烟气内，使其与烟气内的挥发物进行氧化反应后，再将反应后的烟气排出即可实现燃煤电厂锅炉烟气的精准脱硝。选择性催化剂的化学反应机理表达式如下：

公式（1）中，NO表示氧化氮分子；NH3表示氨气；O2表示氧气；N2表示氮气；H2O表示水；NO2表示二氧化氮。

利用选择性催化剂还原技术后，燃煤电厂锅炉烟气经过化学反应使烟气排放达到其排放标准。且选择性催化剂还原技术可在烟气温度较低或者烧结时温度过高时均可使用[3-4]。在此使用选择性催化剂还原技术对燃煤电厂锅炉烟气展开精准脱硝处理[2]。

1.2 燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝装置设计

依据选择性催化剂还原技术的反应机理，设计燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝装置，其结构如图1所示。

燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝装置由烧结机、抽风机、机头电除尘器、脱硫塔、烟气换热器、SCR脱硝反应器等构成，燃煤电厂锅炉烟气由烧结机产生，其利用抽风机将锅炉烟气抽出后，利用机头除尘器对烟气进行过滤处理，以去除烟气内较大的漂浮颗粒。然后将锅炉烟气输入到脱硫塔内，去除烟气内硫离子后，再经过湿电除尘装置再次对烟气进行除尘处理。然后利用烟气一次快湿装置对锅炉烟气进行降温和增加水分含量处理，并将其输送到烟气加热炉A内。利用烟气换热器将烟气加热炉内的锅炉烟气抽出后，喷氮装置启动将氮气喷入到SCR脱硝反应器内。利用该反应器调整当前氮气温度后，将氮气注入到烟气换热器内使烟气与氮气发生化学反应。然后使用烟气二次快湿装置将反应后的锅炉烟气进行加湿处理，在使用烟气加热装置B对烟气再次进行加热，烟气经过二次快湿装置和烟气加热装置B循环后，利用增压风机将锅炉烟气抽出送入排烟通道，至此即完成燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝过程[3]。

1.3 SCR催化剂参数选取

选择性催化剂还原技术的催化剂多数以二氧化钛作为载体，但针对燃煤电厂锅炉烟气的特殊性[5-6]，需选择合理的二氧化钛添加量方可起到精准脱硝效果。首先分析氨气随着选择性催化剂吸附动力学特征变化的平衡点数值，其表达公式如下：

通过求解公式（2）和公式（3）并对其进行动力学参数回归后，以其回归曲线的残差平方和最小数值作为参数，在计算二氧化钛速率即可得到选择性催化剂吸附动力学特征变化的平衡点数值，将该数值时的二氧化钛数值作为选择性催化剂还原技术应用时的添加量，即可得到较好的烟气脱硝效果。

1.4 吸收剂喷射技术

燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝过程中，烟温调整是其中的重要步骤，为了省略该步骤，并保证理想的脱硝效果，本文结合吸收剂喷射技术完成烟气脱硫脱硝协同控制。吸收剂喷射技术包含两个方面，分别为增强活性石灰-飞灰化合物（LILAC工艺）的利用和SNRB技术的引入。

在LILAC工艺使用过程中，将其和粉煤灰、石膏相融合，且该融合需按照固定的比例完成，将融合后的产物作为活性剂喷入烟道中，可实现烟道内颗粒、SO2、NOX之间发生充分的反应后，实现高效、精准的脱硫脱硝目的。该工艺在使用过程中，操作分复杂程度较低，无需大量成本的投入，并且具备良好的后期维修保障。当烟温达到反应标准时，融合后的产物会自动和SO2、NOX发生充分的反应，无需进行烟温调整[4]。

SNRB技术则用于布袋除尘室内，且采用脉冲式喷射完成，具备良好的脱硫、脱硝以及除尘效果。将布袋除尘室放置于省煤器和空气预热器中间的位置，将钙基和钠基两种吸附剂放入布袋除尘室中，完成SO2的脱除；将SCR催化剂放入布袋除尘室中，同时如NH3、NO2在催化剂的影响下，发生氨反应，即完成脱除。SNRB技术应用过程中，对于燃煤电厂锅炉的自身性能不会造成干扰和影响，并且使用过程中，所需的面积较小，在使用过程中，为了提升污染物脱除效果和效率，可采用孕育钠基的方式完成，通过该方式完成脱硝后，能够极大程度降低烟道中结渣和腐蚀的形成概率，可在烟温较低的情况下使用。

2 实验分析

以某燃煤电厂为实验对象，该电厂共有2个锅炉机组，分别将其标记为锅炉A和锅炉B，其烟气当前排放浓度均高于大气污染排放标准，使用本文技术对该燃煤电厂锅炉烟气进行脱硝处理，详细验证情况如下文所示。

本文技术应用过程中，测试不同脱硝时间点时，锅炉A和锅炉B的烟囱入口和出口的氮氧化物含量，结果如表1所示。

表1 两个锅炉在脱硝装置开启不同时间段的氮氧化物含量变化情况（mg/m3）

分析表1可知，锅炉A烟囱入口氮氧化物含量较锅炉B烟囱入口的氮氧化物含量稍高，但二者之间相差不大。随着本文技术的脱硝装置的开启，其烟囱出口输出的烟气内氮氧化物含量呈现下降趋势，当其下降到一定程度后达到平衡状态。其中锅炉A烟囱出口内氮氧化物含量在脱硝装置开启30min后其含量达到43.21mg/m3，而锅炉B烟囱出口内氮氧化物含量在脱硝装置开启20min后其含量达到43.21mg/m3。从该数值得知，本文技术可有效降低不同锅炉烟气内的氮氧化物含量，使其在较短的时间内排放量下降至43.21mg/m3，其精准脱硝效果较好。

除上述内容之外，燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝的结果可通过脱硝效率和氨逃逸量两个评价指标进行评价，但是在实际操作时，SCR脱硝反应器的前烟气和氨气之间的混合程度、速度分布均匀程度均会对两个评价指标造成影响，只有在混合速度适宜、分布较为均匀的情况下，才可实现SCR脱硝反应器的最佳脱硝效率。因此导流板和混合器的设计合理性尤为关键，两者能够决定SCR脱硝反应器的入口的烟道的流畅程度，提升脱硝系统的应用性能[5-6]。

3 结论

本文对燃煤电厂锅炉烟气精准脱硝技术展开研究，并将其应用在某燃煤电厂的锅炉排烟脱硝过程中。经过实验验证：本文技术具备较好的烟气脱硝效率，可有效提升烟气内的含氧量，以及控制烟气内的pH值保持稳定，其具备良好的应用效果。虽然本文技术在实验过程中取得了相当好的效果，但本文并未从设备自身的能耗角度入手进行实验，所以无法得知烟气脱硝装置是否消耗过多能效。且燃煤电厂区域不同期燃煤机组容量、排烟量等均存在一定差异，在使用本文技术时，需依据燃煤电厂实际情况进行轻微调整，以达到精准脱硝目的。