SCR烟气脱硝系统的负面影响研究

引言

随着科技的不断发展，SCR烟气脱硫在我国电厂中的应用越来越广泛，本文就该部分内容进行了研究。

本文主要从我国电厂烟气脱硝现状、当代烟气脱硝产业建设中存在的主要问题、重点安装控制问题、负面影响分析等方面进行了研究。

我国电厂烟气脱硝现状

我国的电能供给主要以燃煤发电为主，在燃煤过程中所产生的氮氧化物主要为NO、NO2以及N2O，相较于发达国家而言，我国无论是在燃煤技术应用方面还是在脱硝技术应用方面均存在着一定的差距，以至于我国燃煤电厂所排放的NOx已经抵消了近年来针对SO2的控制效果。

具体来说，从脱硝装置建设方面来看，我国已建脱硝机组在2008年已经超过1亿千瓦，这种建设现状是由政府规定的氮氧化物排放标准与燃煤机组建设时的环境影响评价审批共同作用而形成的，这说明燃煤电厂烟气脱硝已经成为我国经济发展和环境保护所需要重点考虑的问题之一。

从脱硝工艺选择方面来看，我国绝大部分燃煤机组所使用的脱硝工艺为SCR方法，这种方法实现结构简单、脱硝效率可以超过90%，且不会在脱硝过程中生成副产物，因而不会形成二次污染，这也是国际中应用最为广泛的脱硝方法。统计数据表明，基于SCR工艺的烟气脱硝机组占我国总脱硝机组的比例超过90%；从SCR烟气脱硝技术设计与承包方面来看，在现代烟气脱硝市场中，我国国内的承包商基本已经具备了脱硝系统的设计、建造、调试与运营能力，可基本满足国内燃煤电厂的烟气脱硝系统建设需求。

从SCR关键技术和设备方面来看，虽然我国大部分燃煤电厂仍旧以引进国外先进技术为主，但是在引进的同时，也同样很注意在其基础上进行消化、吸收和创新，部分企业或公司还开发了具有自主知识产权的SCR关键技术。在相关设备研发方面，已可实现国产的设备有液氨还原剂系统、喷氨格栅设备、静态混合器设备等，但是诸如尿素水热解系统、声波吹灰器、关键仪器仪表等还未实现国产化；从产业化管理方面来看，政府正在逐渐加大对烟气脱硝的管理力度，而企业也正在按照相关要求制定和执行相关的自律规范，但是总体来说我国的烟气脱硝管理仍处于初级阶段，还需要在借鉴国外先进管理经验的同时结合我国国情制定符合我国发展要求的产业管理制度。

随着科技的不断发展，SCR烟气脱硫在我国电厂中的应用越来越广泛，本文就该部分内容进行了研究。只有加强对SCR烟气脱硝系统的负面影响研究，才能使SCR烟气脱硝技术更加完善，是非常有现实意义的。

当代烟气脱硝产业建设中存在的主要问题

虽然我国燃煤电厂烟气脱硝产业进步明显，但是其发展过程中存在的问题也相对较为突出，主要表现在以下几方面。

脱硝技术掌握度不足

虽然SCR脱硝工艺简单，但是其核心技术较难突破，在应用方面，我国的SCR脱硝系统设计与设备获取仍旧以引进或项目合作为主，还没有形成一套完整的、具有自主知识产权的SCR脱硝技术解决方案。并且在技术引进中，所能够引进的大多局限在工艺系统设计方面，而在核心技术与物理流动模型/CFD流场模拟等技术引进与掌握方面还无法全面掌握。特别是在SCR脱硝工艺中的核心SCR催化剂选型、设计与布置、流场设计等方面我国仍需要依赖国外厂商实现。

脱硝催化剂还未实现国产化

脱硝催化剂是SCR技术的核心，但是就目前我国的SCR工艺发展状况而言，所需的TiO2基催化剂仍旧需要从日本和欧洲等少数国家引进，即便是已建成的脱硝催化剂生产线也是需要进行技术、原料、设备引进，生产线只负责生产加工。因此，我国燃煤电厂脱硫成本相对较高，SCR工艺研究任重而道远。

烟气脱硝技术规范不够系统

我国的烟气脱硝产业仍旧处于初级阶段，不同燃煤电厂所引进的SCR脱硝系统不尽相同，政府制定相关技术标准时也没有统一的体系进行参照，无论是从脱硝产业方面看还是从脱硝实现过程方面看均缺乏系统的考虑，这对脱硝产业的健康发展是极为不利的。

在SCR关键技术和设备方面来看，虽然我国大部分燃煤电厂仍旧以引进国外先进技术为主，但是在引进的同时同样注意在其基础上进行消化、吸收和创新，部分企业或公司还开发了具有自主知识产权的SCR关键技术。在相关设备研发方面，可实现国产的设备有液氨还原剂系统、喷氨格栅设备、静态混合器设备等，但是诸如尿素水热解系统、声波吹灰器、关键仪器仪表等还未实现国产化。

重点安装控制问题

烟道系统安装

烟气在经过锅炉省煤器出口后平均分成两路，每路烟气各自进入一个垂直布置的SCR反应器里，即每台锅炉配有两个反应器。烟气经脱硝处理后进入回转式空气预热器、静电除尘器、引风机和FGD，最后通过烟囱排入大气。脱硝烟道连接锅炉省煤器出口烟道、反应器和锅炉空预器，烟道横截面为矩形。脱硝烟道系统还包括吸收热位移的膨胀节。脱硝烟道的膨胀节采用非金属膨胀节。烟道设置有SCR测点接管座。

需要特别说明的是注射栅格所在的SCR入口烟道在吊装前按氨注射管道设计图纸22DM211MX的要求，应安装好烟道内部的氨注射栅格部件后再进行吊装。SCR入口烟道可自上往下吊装；SCR入口烟道的安装过程中需要插入非金属膨胀节的安装。烟道组件吊装后，应按照图纸要求，现场开相应的测量管座孔并装焊测点管座。烟道安装焊缝应保证密封，防止烟气泄漏。

SCR反应器及反应器附件安装

SCR反应器截面成矩形，反应器的载荷通过它的两侧承重墙均匀地分布，向下传递，利用反应器底部的弹性支座传递到SCR钢构架的支撑梁上。反应器承重墙下部的支撑梁和侧重下部的梁上安装反应器限位装置，反应器以几何截面的中心为固定点并向外膨胀，使水平各方向的膨胀位移量最小。反应器外壁一侧在每一层催化剂处均设有检修门，用于将催化剂模块装入催化剂层或更换催化剂模块。每个催化剂层设有人孔，在机组停运时允许进入检查或检测催化剂模块。

负面影响分析

硝出口烟道浓度分布不均受锅炉燃烧方式、配风、炉膛结构等因素影响，这就造成了SCR入口烟道的浓度分布不均。运行调整时，SCR出口CEMS的采样系统为单点采样，根据DCS历史数据分析，停止喷氨后，SCRA入口、SCRB入口CEMS浓度经常不一致，有时相差20.5mg/Nm3以上；SCRA、SCRB出口CEMS烟气的代表性较差，需要通过烟道内清理积灰、调整脱硝入口喷氨量，并通过调整试验来控制烟道内氮氧化物浓度均匀。经过喷氨格栅调整后，NO2浓度最大值为64.12mg/Nm3，NO2浓度最小值为22.84mg/Nm3。调整后，在测孔1至测孔2深度范围内，测孔1至测孔10的NO2浓度均匀性较好；但是在烟道南侧区域，随着测点位置加深，NO2浓度略有减小。经过计算，SCRA侧出口NO2平均浓度为46.75mg/Nm3；以平均浓度为基准，浓度场平均偏差为18.36%。

综合上述，脱硝系统氮氧化物浓度差值大的直接原因：喷氨系统运行不正常，脱硝出口浓度场不均匀，直接导致脱硝出口氮氧化物浓度与脱硫出入口氮氧化物浓度差值大。间接原因：脱硫出口氮氧化物设计量程大、低浓度时进入仪表的显示死区是导致脱硝出口氮氧化物浓度与脱硫出入口氮氧化物浓度差值大的间接原因。

在3号机组检修期间，对烟气在线仪表监测模块进行了更换，以适应低浓度的氮氧化物的测量，检修后投入运行，对SCR入口喷氨量进行了多次调整试验，将SCR出口的浓度场差值控制在10%以内，脱硝反应器出口、脱硫入口、烟气排放出口NO2浓度偏差大的问题得到解决。调整喷氨量后SCR的各个测孔的折算测试浓度值。

结语

只有加强对SCR烟气脱硝系统的负面影响研究，才能使SCR烟气脱硝技术更加完善，这是非常有现实意义的。