火力发电厂脱硝技术研究
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摘要：当前，我国的大气污染现象也是我国急需解决的环境污染问题，尤其是我国的火力发电厂是降低污染物的关键点所在，因为光化学烟雾会对人们的身体健康产生一定的危害，为了保证人民的生命安全，因此必须做好火力发电厂脱硝。
关键词：火力发电厂；脱销；技术
中图分类号：TM6 文献标识码： A
引言
中国是世界上最大的煤炭生产和消费国，也是当今世界上几乎唯一以煤为主的能源消耗大国，用于发电的煤炭约占煤炭总产量的50%左右。中国现有火电机组设备总体技术水平比较落后，发电煤耗高、能源利用率低，加剧了煤炭燃烧造成的环境污染，因此，清洁煤发电技术在我国的推广具有重大意义。
1、烟气脱硝技术简介
电厂燃煤锅炉常用的脱硝技术可分为两大类，炉内脱硝和烟气脱硝。炉内脱硝是指燃烧过程中抑制NOX生成，即低NOX燃烧技术，属燃烧中控制技术;烟气脱硝是指对燃烧生成后的NOX进行脱除，属燃烧后控制技术。电厂脱硝前期的脱硝技术以低NOX燃烧技术开发为主，因为中国燃用煤种多、范围广，致使这些技术在应用中遇到了一些困难，但此技术投资小，能够降低NOX排放值的30%~50%，因此要进一步降低NOX的排放，必须采用烟气脱硝技术。
2、火电厂锅炉烟气脱硝技术分析
目前火电厂如果采用SCR或者SNCR脱硝装置，会对锅炉产生一定影响，另外会对环境造成影响。SNCR脱硝技术常用的还原剂为尿素。根据国外经验，烟气中喷入尿素或者氨，不会造成受热面的腐蚀，这是因为尿素或氨只有和烟气中的某些成分相结合，产生酸性物质并沉积在这些受热面上时，才能造成受热面腐蚀。还原剂喷射区受热面的温度和烟气的温度均很高，无法形成有害物质。
2.1、SCR脱硝催化剂选型分析
假设某锅炉烟尘浓度为45g/Nm3。为保证目前煤种情况下脱硝装置正常运行，在催化剂选型时推荐用蜂窝式催化剂，反应器设计尺寸为10m×12m。接合反应器的尺寸及催化剂模块尺寸催化剂模块尺寸为1906×966。根据烟尘浓度及灰份情况以及炉后框架尺寸催化剂选型方案建议考虑为蜂窝式或板式。
2.2、SCR脱硝催化剂检验分析
可以依据《催化剂单元外观检验作业指导书》加以验证是否合格。
2.3注意事项
操作过程中要防止催化剂老化。因为催化剂化学寿命到达极限时需重新加装或更换新的催化剂层。当采用单层催化剂布置时由于单层催化剂所需用量较大在重新加装或更换催化剂时其一次性更换量较大不利于经济运行。具体办法是预计催化剂活性会按指数规律随时间的减弱这表示开始运行时减活速度快随着催化剂的老化减活速度变慢。即便采取上述措施也会因外界因素存在一些问题。
2.4、几种主要的脱硝技术
2.4.1、催化还原法
选择性催化还原法(SCR)是指以氨作为还原剂、钒钨钛体系为催化剂来消除尾气NOX之中的工艺。当前已经有了比较成熟练的应用，这是在氧化气氛之下脱除NOX的实用方法。SCR的化学反应主要是NH3在一定温度以及催化剂的作用之下，将烟气之中NOX还原成为N2，并且将水生成。催化剂的使用将会不断降低NOX分解反应的活化能，使之可以反应温度降低到350~450℃。催化剂的外表面积以及微孔特性在较大的程度之上确定了催化剂的反应活性，这个工艺的脱除率将会达到90%之上。我国台湾省中钢公司在20世纪90年代已经有3座SCR法装置投产使用。使用中发现不仅脱硝率≧80，同时也脱除了80%的二恶英。
选择性非催化还原法(SNCR)是指在900~1100℃，无催化剂存在的条件下，利用氨或尿素等氨基还原剂选择性地将烟气中的NOX还原为N2和水，而基本上不与烟气中的氧气作用。选择适宜的温度区间在SNCR法的应用中是至关重要的，对于氨，最佳反应温度区间为870~1100℃，而尿素的最佳反应温度区间为900~1150℃。
2.4.2、活性炭法
活性炭法除了可以脱除烟气中的SO2和NOX，还可以脱除烟气中的HCL、HF、As、Hg等微量物质，可以除去湿法难以除去的SO3，同时具有除尘功能，这种工艺不耗用水，无二次污染问题，但是投资和运行费用太高。以我国太原钢厂为例:太原钢厂450m2烧结机引进日本活性炭脱硫技术，引进装置投资约4.7亿元，正常运行年总成本费用1.5亿元，脱除SO2运行成本达吨烧结矿30元以上，经济性较差，很多企业存在建不起、也用不起的现象。
2.4.3、强制氧化法
强制氧化法主要通过使用强氧化剂将一氧化氮氧化为化学性质活泼的二氧化氮，然后通过碱性吸收剂进行脱除。能够氧化一氧化氮的强化剂种类相对较少，且强氧化剂一般具有强腐蚀性，遇高温容易发生爆炸，安全性较差。
2.4.4、催化氧化法
催化氧化法脱硝指使用低温催化剂将一氧化氮催化氧化为二氧化氮，然后被碱性吸收剂吸收，代表工艺为中冶建筑研究总院有限公司研发的循环流化床烧结烟气同时脱硫脱硝技术。
3、SCR法脱硝高尘布置的主要特点
SCR反应器布置在省煤器以及空气预热器之间，其主要的优点在于烟气温度高，可以满足催化剂反应的要求；SCR系统的前期投资以及后期运行成本比较低；而其缺点在于是烟气中飞灰含量高，对于催化剂防磨损、堵塞及钝化的性能要求比较高。SCR布置在烟气脱硫系统和烟囱之间，烟气中的飞灰含量大幅降低；为了满足温度要求，需要安装烟气加热系统；系统复杂，运行费用高，一般选择高尘布置方式。
4、火电厂锅炉烟气脱硝建议
配套措施方面，为促进火电厂锅炉烟气脱硝工作顺利的推进，还应出台相关配套措施。对于普遍存在的脱硝工程改造、建设及运行资金缺口大等问题，除通过价格政策逐步解决外，还可通过环保专项补助资金等方式予以解决。还需加强火电脱硝监管，可借鉴脱硫电价经验，将脱硝设施在线监测系统同步接入环保部门和电力监管机构。加大对脱硝关键技术研发的支持力度，鼓励技术创新和自主化。第三方面，在脱硝电价方面，为了有效的发挥出价格政策的引导作用之外，将会在最大的限度上促进火电脱硝设施建设以及改造，确保脱硝设施可以全面进行投运，不断鼓励企业提高其运营的能力以及减排效率，站在短期的角度来看的话，脱硝电价补贴应该适当提高。而站在中长期的角度来看的话，应该不断完善脱硝电价补贴的政策。可以依据实际的项目慢慢到位实现加价；还可以依据煤种和项目类型是来确定不同的电价补贴。
5、结语
总的来说，火力发电厂烟气脱硝技术对于发电厂乃以及整个人类的健康具有相当重要的作用。我们除了一如既往的摸索燃烧控制方面的现有技术以及探索其它新方法之外，还应该继续建立对SCR烟气脱硝技术的研究，通过不停的努力进而解决在实践之中存在的种种问题，不断加快立足于我国物质以及技术基础的相关研究应用的试点工作。
参考文献：
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