SCR煙氣脫硝技術(shù)在油氣混燒鍋爐上的應(yīng)用

孫江虎

(中國石油四川石化有限責任公司 成都 611930)

0 引言

國家《“十三五”節(jié)能減排綜合工作方案》明確指出,要深化主要污染物減排，改變單純以行政區(qū)域為單元分解控制總量指標的方式，通過實施排污許可制度，建立健全企事業(yè)單位總量控制制度，其中氮氧化物排放總量要求控制在1 574萬t以內(nèi)。按照《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)的要求，在重點地區(qū)以燃油或燃氣為燃料時，氮氧化物最高允許排放質(zhì)量濃度限值控制在100 mg/m3以內(nèi)。

隨著國家環(huán)境保護和節(jié)能減排工作力度的不斷加大，鑒于氮氧化物對大氣環(huán)境的不利影響以及目前氮氧化物排放控制的嚴峻形勢，石油化工企業(yè)自備電廠現(xiàn)有鍋爐建設(shè)煙氣脫硝設(shè)施勢在必行。

1 鍋爐運行現(xiàn)狀

煉化企業(yè)蒸汽系統(tǒng)的特點是汽源多元，要求穩(wěn)定可靠，以自備電站作為最后的供汽保障。某煉化一體化企業(yè)自備電站設(shè)計規(guī)模為4爐4機(4×420 t/h+4×50 MW)，運行原則為以汽定電、供汽為主、發(fā)電為輔，運行方式為3開1備。由于全廠蒸汽負荷不高且外界負荷多變，3臺鍋爐運行時整體負荷不高，平均負荷約80%，爐膛溫度在800～1 100 ℃波動。該自備電站1、2號鍋爐為油氣混燒鍋爐，燃料為乙烯裝置產(chǎn)生的焦油和全廠的燃料氣(氣態(tài)烴類和天然氣的混合氣)，如表1、表2所示。鍋爐運行時煙氣NOx排放質(zhì)量濃度最大值達到295.50 mg/m3，超出了100 mg/m3的排放限值要求。

表1 乙烯焦油成分 %

表2 全廠燃料氣和天然氣混合氣成分 %

2 脫硝技術(shù)路線

2.1 脫硝性能要求

根據(jù)1、2號鍋爐原設(shè)計條件、現(xiàn)燃料組分特點和煙氣監(jiān)測結(jié)果，1、2號鍋爐脫硝設(shè)施按照376 200 m3/h(單臺，干基，3%O2)，煙氣進脫硝反應(yīng)器溫度350～380 ℃，壓力-500 Pa設(shè)計，煙氣中NOx、SO2、粉塵質(zhì)量濃度分別按300、30、15 mg/m3選用脫硝設(shè)施，操作彈性滿足鍋爐40%～100%BMCR負荷下，煙氣凈化后NOx質(zhì)量濃度≤50 mg/m3、氨逃逸率<3.0×10-6、總脫硝效率≥84%的要求,煙氣排放滿足GB 13223—2011中的以燃油或燃氣為燃料時NOx排放質(zhì)量濃度≤100 mg/m3的指標。

2.2 脫硝工藝選擇

燃燒產(chǎn)生的氮氧化物主要來自兩個方面：一是燃燒時空氣中帶進來的氮，稱為“熱力型NOx”；二是來自燃料中固有的氮化合物，稱為“燃料型NOx”。根據(jù)NOx的形成特點，分成燃燒前、燃燒中和燃燒后等3類處理。燃燒后脫氮主要指煙氣脫硝技術(shù)，一種是還原技術(shù)，另一種是氧化技術(shù)。按照NOx排放濃度、排放量滿足國家環(huán)保排放標準的要求，在符合企業(yè)清潔生產(chǎn)的情況下，結(jié)合鍋爐實際運行工況，經(jīng)過比選后，采用選擇性催化還原法(SCR)脫硝工藝技術(shù)，該技術(shù)脫硝效率最高可達90%，具有工藝技術(shù)成熟、運行可靠、適應(yīng)性強、應(yīng)用廣泛等特點，其中催化劑的生產(chǎn)和關(guān)鍵設(shè)備的制造已經(jīng)實現(xiàn)國產(chǎn)化。

2.3 脫硝影響因素分析

(1)溫度對催化反應(yīng)過程的影響。SCR脫硝工藝有一個催化反應(yīng)的最佳溫度,直接影響反應(yīng)進行的程度。溫度升高，NOx還原反應(yīng)速度加快,NOx脫除效率上升；但隨著溫度的升高，NH3開始發(fā)生氧化反應(yīng)生成NOx，使NOx脫除效率下降。如果反應(yīng)溫度太低，催化劑的活性下降，脫硝效率也會隨之降低，同時也增加了催化劑永久性失效的風險。

(2)煙氣流速對催化劑性能的影響。煙氣流速是SCR脫硝工藝中一個重要的過程參數(shù)，它是標準狀態(tài)下的濕煙氣體積流量與裝填催化劑體積的比值，反映了煙氣在SCR反應(yīng)器中停留的時間。一般煙氣的脫硝效率會隨著停留時間的增加而上升，反之亦然。莊建華[1]對工程案例的研究表明，當煙氣的停留時間達到200 ms時,NOx脫除效率達到最大值。

(3)NH3與NOx物質(zhì)的量之比對NOx轉(zhuǎn)化率的影響。根據(jù)NOx脫除化學(xué)反應(yīng)動態(tài)平衡方程式可知，脫除1 mol的NOx需要消耗1 mol的NH3，NOx脫除效率隨著NH3與NOx物質(zhì)的量之比的增大而上升。但在實際應(yīng)用中，若NH3投入量過高, NH3的副反應(yīng)速度加快,既會影響NOx脫除效率，又會給環(huán)境造成二次污染。黃榮捷[2]指出，NH3與NOx物質(zhì)的量之比一般控制在0.8～1.2為最佳。

(4)催化劑的選擇對SCR脫硝性能的影響。催化劑是SCR脫硝工藝中的重要組成部分。張道軍等[3]研究指出，催化劑的選擇不僅要考慮溫度、壓降、布置等因素的影響，還要考慮催化劑自身性能和煙氣中H2O、SO2等物質(zhì)對脫硝反應(yīng)行為的影響。

3 脫硝改造方案

3.1 脫硝工藝組成

SCR脫硝工藝系統(tǒng)由還原劑儲存系統(tǒng)、噴氨系統(tǒng)、SCR反應(yīng)器系統(tǒng)、監(jiān)測控制系統(tǒng)等組成。其中，還原劑儲存采用液氨氣化方式，主要設(shè)備包括液氨儲罐、液氨蒸發(fā)槽、卸氨壓縮機及氨輸送管道等，同時配有氮氣吹掃系統(tǒng)，如表3所示。噴氨系統(tǒng)是SCR反應(yīng)器的重要組成部分，其作用是實現(xiàn)還原劑NH3和煙氣中NOx的充分混合，SCR反應(yīng)器操作溫度在300～400 ℃。苑廣存[4]研究指出，合理的噴氨系統(tǒng)設(shè)計和設(shè)備選型，有利于提高SCR脫除效率、降低投資和減少運營管理成本。為了使氨在煙氣中均勻分布，在進口煙道上的合適位置設(shè)置了噴氨格柵，便于調(diào)整反應(yīng)器中第一層催化劑上方煙氣的NH3與NOx物質(zhì)的量之比，加入隔板式靜態(tài)混合器，強化湍流擴散，提高NOx去除效率。

表3 主要設(shè)備選型

3.2 催化劑選型

催化劑技術(shù)參數(shù)如表4所示。反應(yīng)器采用高溫催化劑，左右各一組，層數(shù)按“2+1”(其中1層為備用層)設(shè)計，煙氣垂直向下通過催化劑模塊層。同時針對該自備電站鍋爐特點，催化劑采用了多孔蜂窩式、模塊化、標準化設(shè)計，各層模塊規(guī)格統(tǒng)一，具有互換性和能防止煙氣短路的密封系統(tǒng)。催化劑的投資約占整個投資的30%～40%。

表4 催化劑技術(shù)規(guī)格

3.3 SCR反應(yīng)器布置

SCR 反應(yīng)器主要包括氨噴射格柵、靜態(tài)混合器、兩層催化劑、蒸汽吹灰器及內(nèi)部支撐結(jié)構(gòu)等。電廠SCR反應(yīng)器大多安裝在鍋爐省煤器與空氣預(yù)熱器之間，因為此區(qū)間的煙氣溫度為 300～400 ℃，剛好適合SCR脫硝還原反應(yīng)，氨則噴射于省煤器與SCR反應(yīng)器之間煙道內(nèi)的適當位置，使其與煙氣混合后在反應(yīng)器內(nèi)與NOx反應(yīng)。而該自備電站鍋爐在實際運行狀況下，煙氣在經(jīng)過省煤器后溫度已經(jīng)降至300 ℃以下，不能滿足SCR工藝技術(shù)要求。

此次改造將二級過熱器由原標高21 400～23 400 mm上移至標高23 400～25 400 mm處；原上級省煤器由原標高18 500～20 895 mm上移至標高21 300～23 400 mm處，利用原省煤器蛇形管上組管組，橫向排數(shù)為149.5排，縱向排數(shù)為29排?？紤]到煙道空間大小，下級省煤器移至標高12 500 mm處的水平煙道和空預(yù)器之間，并將原省煤器光管管排全部改為H型鰭片管以節(jié)約空間，管組采用順列、逆流布置，規(guī)格采用φ32×4，材質(zhì)選用20G，整體懸吊在新建的脫硝鋼結(jié)構(gòu)框架上，在尾部豎向煙道標高14 800～22 800 mm之間預(yù)留出SCR反應(yīng)器的位置。通過對鍋爐尾部的改造，使得改造后進入SCR的煙氣溫度滿足催化劑的反應(yīng)溫度在300～420 ℃的要求，以保證脫硝效果，工藝流程如圖1所示。

圖1 鍋爐SCR脫硝工藝流程

3.4 煙氣監(jiān)測和控制

(1)煙氣監(jiān)測分析。煙氣連續(xù)監(jiān)測裝置采用直接抽取法原理的測量儀表，測量系統(tǒng)由取樣、檢測、校準標定、數(shù)據(jù)采集等部分構(gòu)成，完成對進入和排出反應(yīng)器的NOx、O2以及NH3逃逸的測量，測量結(jié)果送至DCS系統(tǒng)用于反應(yīng)器的監(jiān)視和控制。

(2)反應(yīng)器氨氣流量的控制。煙氣脫硝氨氣流量控制系統(tǒng)利用固定的NH3與NOx物質(zhì)的量之比來提供所需要的氨氣流量，反應(yīng)器進口的NOx質(zhì)量濃度乘以煙氣流量得到NOx信號，該信號乘以一定的NH3與NOx物質(zhì)的量之比得到基本氨氣流量信號，此信號作為給定值輸入DCS系統(tǒng)與實測的氨氣流量信號比較，由DCS系統(tǒng)經(jīng)運算后發(fā)出調(diào)節(jié)信號，控制反應(yīng)器進口氨氣流量。

(3)泄漏檢測與報警聯(lián)鎖。氨氣在空氣中的爆炸極限為16%～25%(體積分數(shù))，同時也是一種無色、具有強烈刺激性臭味的有毒氣體。在SCR反應(yīng)區(qū)和液氨儲存區(qū)均設(shè)置了氨氣泄漏檢測器，采用獨立的DCS系統(tǒng)控制節(jié)點進行數(shù)據(jù)采集，當氨氣檢測報警器發(fā)生報警時，操作人員立即切斷氨氣供應(yīng)系統(tǒng)。

4 運行情況及經(jīng)濟分析

4.1 運行情況

1號鍋爐于2017年8月停爐進行脫硝改造，2018年4月開工調(diào)試，在168 h試運行期間，SCR入口NOx質(zhì)量濃度為198～236 mg/m3，出口NOx質(zhì)量濃度為28～30 mg/m3，脫硝效率為85.85%～87.28%，氨逃逸率<1.0×10-6，SCR反應(yīng)器阻力降為608～706 Pa。2號鍋爐于2018年4月停爐進行脫硝改造，2018年11月開工調(diào)試，在168 h試運行期間，SCR入口NOx質(zhì)量濃度為215～253 mg/m3，出口NOx質(zhì)量濃度為21～32 mg/m3，脫硝效率為87.35%～90.23%，氨逃逸率為0.5×10-6～1.3×10-6，SCR反應(yīng)器阻力為729～787 Pa。從1、2號爐日常80%運行負荷工況來看，脫硝系統(tǒng)各項指標均達到了設(shè)計要求。

目前，脫硝系統(tǒng)已連續(xù)安全運行2年，脫硝效率穩(wěn)定在85%以上，氨逃逸率控制在1.5×10-6以下，高于行業(yè)平均水平[5]，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率<0.7%，煙氣NOx質(zhì)量濃度控制在30 mg/m3以下，結(jié)合行業(yè)SCR脫硝優(yōu)化運行經(jīng)驗[6]，通過2年多不斷優(yōu)化運行方式，該自備電站油氣混燒鍋爐運行穩(wěn)定，環(huán)保效益顯著。

4.2 經(jīng)濟分析

該自備電站的SCR脫硝設(shè)施處理費用包括建設(shè)費用和運行費用。其中，建設(shè)費用包含脫硝設(shè)施首次新建的設(shè)備、安裝等工程費用；運行費用主要包含脫硝設(shè)施運行的能耗物耗費用, 具體包括設(shè)施維護費用、電耗、輔助材料消耗、液氨消耗、儀表風消耗、水耗、蒸汽消耗、氮氣消耗以及“三廢”排放費用等，年均總費用為602.07萬元，如表5所示。

表5 經(jīng)濟分析統(tǒng)計

5 結(jié)論

(1)鍋爐脫硝設(shè)施建設(shè)投資5 188萬元，年處理煙氣6.59×109m3，按NOx從 230 mg/m3降至30 mg/m3計算，每年削減NOx超過1 300 t，NOx處理成本約4 560元/t。油氣混燒鍋爐采用成熟、環(huán)保的選擇性催化還原法(SCR)脫硝工藝技術(shù)，具有顯著的環(huán)境效益，對實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展和建設(shè)創(chuàng)新、環(huán)境友好型企業(yè)具有重要意義。

(2)當鍋爐運行負荷低時，進入空氣預(yù)熱器的煙氣溫度較低，容易在催化劑上發(fā)生副反應(yīng),生成硫酸銨或硫酸氫銨,堵塞催化劑的通道和微孔,降低催化劑的活性，同時也易吸附到下級省煤器、空預(yù)器表面，造成換熱器的堵塞。因此，需加強運行管理以延長催化劑的使用壽命，同時需加強對氨氣逃逸率的控制，以保證設(shè)備設(shè)施長期、穩(wěn)定、高效地運行。

(3)定期開展維護、保養(yǎng)、校驗與檢修工作，定期檢查整個系統(tǒng)是否存在泄漏，特別是涉及到氨氣的設(shè)備和管道，如有泄漏應(yīng)及時處理。重點監(jiān)視反應(yīng)器進出口壓降、空氣預(yù)熱器進出口壓降、反應(yīng)器出口各煙氣分析儀、液氨存儲罐的壓力和溫度等重點參數(shù)，若發(fā)現(xiàn)異常應(yīng)及時分析原因并排除隱患。