脫硝工藝介紹

1、圖 6-1 典型火電廠SCR法煙氣脫硝工藝流程圖脫硝工藝介紹1 脫硝工藝圖 1 LNB、 SNCR和 SCR在鍋爐系統(tǒng)中的位置目前成熟的燃煤電廠氮氧化物控制技術主要包括燃燒中脫硝技術和煙氣脫硝技 術，其中燃燒中脫硝技術是指低氮燃燒技術 （LNB ），煙氣脫硝技術包括 SCR、SNCR 和 SNCR/SCR 聯(lián)用技術等，其在鍋爐系統(tǒng)中的位置如圖 1 所示。1.1煙氣脫硝工藝應用目前進入工業(yè)應用的成熟的燃煤電廠煙氣脫硝技術主要包括SCR、 SNCR和SNCR/SCR聯(lián)用技術。1）SNCR脫硝技術是指在鍋爐爐膛出口 9001100的溫度范圍內噴入還原劑 （如 氨氣）將其中的 NOx選擇性還原成 N2

2、 和 H2O。SNCR工藝對溫度要求十分嚴格，對機組 負荷變化適應性差，對煤質多變、機組負荷變動頻繁的電廠，其應用受到限制。大型 機組脫硝效率一般只有 2545%，SNCR脫硝技術一般只適用于老機組改造且對 NOx排 放要求不高的區(qū)域。2）SCR煙氣脫硝技術是指在 300420的煙氣溫度范圍內噴入氨氣作為還原劑， 在催化劑的作用下與煙氣中的 NOx發(fā)生選擇性催化反應生成 N2和 H2O。 SCR煙氣脫硝 技術具有脫硝效率高，成熟可靠，應用廣泛，經濟合理，適應性強，特別適合于煤質 多變、機組負荷變動頻繁以及對空氣質量要求較敏感的區(qū)域的燃煤機組上使用。 SCR 脫硝效率一般可達 80 90%，可將

3、 NOx排放濃度降至 100mg/m3（標態(tài)，干基， 6%O2） 以下。3）SNCR/SCR聯(lián)用技術是指在煙氣流程中分別安裝 SNCR和 SCR裝置。在 SNCR區(qū) 段噴入液氨等作為還原劑， 在 SNCR裝置中將 NOx部分脫除；在 SCR區(qū)段利用 SNCR工 藝逃逸的氨氣在 SCR催化劑的作用下將煙氣中的 NOx還原成 N2和 H2O。SNCR/SCR聯(lián)用 工藝系統(tǒng)復雜，而且脫硝效率一般只有 5070%。三種煙氣脫硝技術的綜合比較見表 1。表1 煙氣脫硝技術比較序 號項目技術方案SCRSNCR/SCR聯(lián)用SNCR1還原劑NH3或尿素尿素或 NH3尿素或 NH32反應溫度300420前段： 9

4、001100后段： 30042090011003催化劑V2O5-WO3（MoO3）/TiO 2 基催化 劑后段加裝少量 SCR催化劑不使用催化劑4脫硝效率80%90%50%70%大型機組 25%50%5SO2/SO3氧化會導致 SO2/SO3 氧化SO2/SO3 氧化較 SCR低不導致 SO2/SO3 氧化6NH3 逃逸小于 3ppm小于 3ppm小于 10ppm7對空氣預 熱器影響催化劑中的 V 等多種金屬會 對 SO2 的氧化起催化作用，SO2/SO3 氧化率較 SCR低， 造成堵塞或腐蝕的機會較不會因催化劑導致SO2/SO3的氧化，造成堵序 號項目技術方案SCRSNCR/SCR聯(lián)用SNC

5、RSO2/SO3 氧化率較高，而 NH3 與 SO3 易形成 NH4HSO4 造成堵 塞或腐蝕SCR低塞或腐蝕的機會為三者最低8燃料的影響高灰分會磨耗催化劑， 堿金屬氧化物會使催化劑鈍化影響與 SCR相同無影響9鍋爐的影響受省煤器出口煙氣溫度影響受爐膛內煙氣流速、 溫度分 布及 NOx分布的影響與 SNCR/SCR混合系統(tǒng) 影響相同10計算機模擬和物 理流動模型要求需做計算機模擬和物理流動模型試驗需做計算機模擬分析需做計算機模擬分析11占地空間大（需增加大型催化劑反應器和供氨或尿素系統(tǒng)）較?。ㄐ柙黾右恍⌒痛呋瘎?反應器，無需增設供氨或尿 素系統(tǒng)）?。ㄥ仩t無需增加催化劑反應器）12使用業(yè)績多數(shù)大

6、型機組成功運轉經驗多數(shù)大型機組成功運轉經驗多數(shù)大型機組成功運轉經驗2 SCR 工藝2.1SCR 技術簡介選擇性催化還原法（ SCR）的基本原理是利用氨（ NH3）對 NOx的還原功能，使用 氨氣（ NH3）作為還原劑，將體積濃度小于 5的氨氣通過氨氣噴射格柵（ AIG）噴入 溫度為 300420的煙氣中，與煙氣中的 NOx混合后，擴散到催化劑表面，在催化劑作 用下，氨氣（NH3）將煙氣中的 NO和NO2還原成無公害的氮氣 （N2）和水（H2O）（圖3-6 ） 這里“選擇性”是指氨有選擇的與煙氣中的 NOx進行還原反應，而不與煙氣中大量的 O2作用。整個反應的控制環(huán)節(jié)是煙氣在催化劑表面層流區(qū)和催

7、化劑微孔內的擴散。圖 2 SCR 反應示意圖SCR反應化學方程式如下：4NO + 4NH3 + O2 4N2 + 6H 2O（3-1）2NO2 + 4NH3 + O2 3N2 + 6H2O（3-2）在燃煤煙氣的 NOx中，NO約占 95%，NO2約占 5%，所以化學反應式（ 3-1 ）為主要 反應，實際氨氮比接近 1:1 。SCR技術通常采用 V2O5/TiO 2基催化劑來促進脫硝還原反應。 脫硝催化劑使用高比 表面積專用銳鈦型 TiO2 作為載體，（釩） V2O5作為主要活性成分，為了提高脫硝催化 劑的熱穩(wěn)定性、機械強度和抗中毒性能，往往還在其中添加適量的WO3、（鉬） MoO3、玻璃纖維等

8、作為助添加劑。催化劑活性成分 V2O5 在催化還原 NOx 的同時，還會催化氧化煙氣中 SO2 轉化成 SO3（反應 3-3 ）。在空預器換熱元件 140220低溫段區(qū)域， SO3 與逃逸的 NH3 反應 生成高粘性 NH4HSO4（反應 3-4 ），粘結與粘附煙氣中的飛灰顆粒惡化空預器元件堵塞 與腐蝕。為此，除嚴格控制氨逃逸濃度小于 3ppm外，應盡可能減少 V2O5 含量，并添 加 WO3 或 MoO3，控制催化劑活性，抑制 SO2/SO3 轉化，通常要求煙氣經過催化劑后的 SO2/SO3 轉化率低于 1.0%。2SO2 + O2 2SO3（3-3）SO3+NH3+H2ONH4HSO4（3

9、-4 ）SCR技術是當前世界上主流的煙氣脫硝工藝，自上世紀 70年代在日本燃煤電廠開 始正式商業(yè)應用以來， 目前在全世界范圍內得到廣泛的應用。 作為一種成熟的深度煙 氣NOx后處理技術，無論是新建機組還是在役機組改造，絕大部分煤粉鍋爐都可以安裝SCR裝置。其具有如下特點：脫硝效率可以高達 95%，NOx排放濃度可以控制到 50mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2） 以下，是其他任何一項脫硝技術都無法單獨達到的；催化劑在與煙氣接觸過程中，受到氣態(tài)化學物質毒害、飛灰堵塞與磨損等因 素的影響，其活性逐漸降低，通常 34 年增加或更換一層催化劑。對于廢棄催化劑， 由于富集了大量痕量重金屬元素，需要謹慎處理

10、；會增加鍋爐煙道系統(tǒng)阻力 9001200Pa； 系統(tǒng)運行會增加空預器入口煙氣中 SO3 濃度，并殘留部分未反應的逃逸氨氣， 兩者在空預器低溫換熱面上易發(fā)生反應形成 NH4HSO4，進而惡化空預器冷端的堵塞和 腐蝕，因此需要對空預器采取抗 NH4HSO4堵塞的措施。2.2SCR 技術分類煙氣脫硝 SCR工藝根據(jù)反應器在煙氣系統(tǒng)中的位置主要分為三種類型（圖 3）： 高灰型、低灰型和尾部型等。1）高灰型 SCR工藝：脫硝催化劑布置在省煤器和空預器之間，煙氣中粉塵濃度 和 SO2 含量高，工作環(huán)境相對惡劣，催化劑活性下降較快，需選用低SO2 氧化活性、大節(jié)距、大體積催化劑，但煙氣溫度合適（ 30040

11、0），經濟性最高，是目前燃煤 電廠煙氣脫硝的主流布置形式。2）低灰型 SCR工藝：脫硝催化劑位于除塵器和脫硫設施之間，煙氣中粉塵濃度 低，但 SO2 含量高，可選用低 SO2氧化活性、小節(jié)距、中體積催化劑，但為了滿足催 化劑反應活性溫度要求， 需相應配置高溫除塵系統(tǒng)， 目前此項工藝僅在日本有所應用。3）尾部型 SCR工藝：脫硝催化劑位于脫硫設施后，煙氣中粉塵濃度和SO2 含量都很低，可選用低 SO2氧化活性、小節(jié)距、小體積催化劑， 但由于煙氣溫度低于 80， 與低灰布置形式類似， 需要采用 GGH煙氣換熱或外部熱源加熱方式將煙氣溫度升至催 化劑活性反應溫度， 系統(tǒng)復雜， 同樣只適用于煙氣成分復

12、雜或者空間布置受到限制特 定情況，此種布置形式在垃圾焚燒廠中有較多應用。圖3 SCR反應器布置示意圖2.3還原劑選擇還原劑的選擇是影響 SCR脫硝效率的主要因素之一，應具有效率高、價格低廉、 安全可靠、存儲方便、運行穩(wěn)定、占地面積小等特點。目前，常用的還原劑有液氨、 尿素和氨水三種。結合本期工程的特點、國家規(guī)范和當?shù)丨h(huán)保部門要求，對脫硝劑的 選擇進行分析如下。圖 5 氨水制氨工藝流程圖1）液氨法（圖 4）：液氨由專用密閉液氨槽車運送到液氨儲罐，液氨儲罐輸出 的液氨在液氨蒸發(fā)器蒸發(fā)成氨氣，并將氨氣加熱至常溫后，送到氨氣緩沖罐備用。緩 沖罐的氨氣經調壓閥減壓后，送入各機組的氨氣 / 空氣混合器中，

13、與來自風機的空氣 充分混合后，通過噴氨格柵（ AIG）噴人煙氣中，與煙氣混合后進入 SCR催化反應器。 液氨法在國內的運行業(yè)績較多。2）氨水法（圖 5）：通常是用 25的氨水溶液，將其置于存儲罐中，然后通過 加熱裝置使其蒸發(fā)， 形成氨氣和水蒸汽。 可以采用接觸式蒸發(fā)器法或采用噴淋式蒸發(fā) 器法。氨水法對儲存空間的需求較大，且運行中氨水蒸發(fā)需要消耗大量的能量，運行 費用較高，國內業(yè)績非常少。3）尿素法：分為水解技術與熱解技術。其中水解技術包括AOD法（由 SiiRTECNiGi 公司提供） ，U2A法（由 Wahlco公司和 Hammon公司提供，圖6）和 NOxOUTU ltra 熱解技術（ F

14、uel tech 公司提供，圖 7）。目前在國內只有國電青山電廠采用了尿素 水解技術，該脫硝機組已于 2011年8月27日通過 168h試運，但其技術經濟性與穩(wěn) 定性還有待驗證。熱解技術在國內有部分運行業(yè)績，如華能北京熱電廠（4830t/h鍋爐）、京能石景山熱電廠（ 4670t/h 鍋爐）、華能玉環(huán)電廠（ 41000MW機組） 等。相對液氨法尿素法制氨初投資及運行費用均較高。三種還原劑的性能比較見表 2： 使用氨水作為脫硝還原劑，對存儲、卸車、制備區(qū)域以及采購、運輸路線國家 沒有嚴格規(guī)定，但運輸量大，運輸費用高，制氨區(qū)占地面積大，而且在制氨過程中 需要將大量的水分蒸發(fā)，消耗大量的熱能，運行成本

15、高昂。由于液氨來源廣泛、價格便宜、投資及運行費用均較其他兩種物料節(jié)省，因而目 前國內 SCR裝置大多都采用液氨作為 SCR 脫硝還原劑；但同時液氨屬于危險品，對 于存儲、卸車、制備、采購及運輸路線國家均有較為嚴格的規(guī)定。液氨可作為本項目 的首選方案，但需要經過安全與環(huán)評論證確定。表 2 還原劑性能比較（以 2 300MW脫硝機組為例）項目液氨法氨水法尿素水解法尿素熱解法還原劑存儲條件高壓常壓常壓，干態(tài)常壓，干態(tài)還原劑存儲形態(tài)液態(tài)液態(tài)微粒狀微粒狀還原劑運輸費用便宜貴便宜便宜反應劑費用便宜較貴貴貴還原劑制備方法蒸發(fā)蒸發(fā)水解熱解技術工藝成熟度成熟成熟成熟成熟系統(tǒng)復雜性簡單復雜復雜復雜系統(tǒng)響應性快快慢

16、（ 510 分鐘）慢（ 510 分鐘）產物分解程度完全完全不完全不完全潛在管道堵塞現(xiàn)象無無有無還原劑制備副產物無無CO2CO2設備安全要求有法律規(guī)定需要基本上不需要基本上不需要占用場地空間不小于2 1500m2不小于2 2000m2很小2小于 400m2很小2小于 400m2固定投資最低低高最高運行費用最低高高最高尿素制氨工藝安全成熟可靠， 占地面積小， 而且國家目前對尿素作為脫硝還原劑 在存儲、卸車、制備、采購及運輸路線方面尚無要求，但由于尿素需要使用專用設 備熱解或水解制備氨氣，設備投資成本高，而且尿素價格高，制氨過程中需要消 耗大量的熱量，運行成本高，所以在國內僅有少量的城市電廠因安全和

17、占地等因 素不得已使用尿素作為脫硝劑。雖然尿素制氨有水解和熱解兩種工藝，但由于水 解法存在啟動時間長、跟蹤機組負荷變化的速度較慢、腐蝕嚴重等問題，國內使 用尿素作為脫硝劑幾乎全部采用尿素熱解工藝作為制氨工藝。3 催化劑系統(tǒng)3.1催化劑系統(tǒng)選型催化劑是整個 SCR系統(tǒng)的核心和關鍵， 催化劑的設計和選擇是由煙氣條件、 組分 及性能目標來確定的，設計的基本要求包括： 催化劑設計應充分考慮鍋爐飛灰的特性合理選擇孔徑大小并設計有防堵灰措 施，確保催化劑不堵灰。催化劑模塊設計應能有效防止煙氣短路的密封系統(tǒng)，密封裝置的壽命不低于 催化劑的壽命。催化劑應采用模塊化設計，減少更換催化劑的時間。 催化劑能滿足煙氣

18、溫度不高于 420的情況下長期運行，同時催化劑應能承 受運行溫度 450不少于 5h 的考驗，而不產生任何損壞。目前進入商業(yè)應用的 SCR脫硝催化劑的礦物組成比較接近， 都是以（鈦）TiO2（含 量約 8090%）作為載體，以 V2O5（含量約 12%）作為活性材料，以 WO3 或 MoO3（含量 約占 37%）作為輔助活性材料，具有相同的化學特性。但外觀形狀的不同導致其物 理特性存在較大差異，主要可分為蜂窩式、平板式與波紋式三種形態(tài)（圖8）。圖 8 脫硝催化劑形態(tài)蜂窩式催化劑：采取整體擠壓成型，適用于燃煤鍋爐的催化劑節(jié)距范圍為6.99.2mm，比表面積約 410539m2/m3，單位體積的催

19、化劑活性高，相同脫硝效率下 所用催化劑的體積較小， 一般適合于灰含量低于 30g/m3 的工作環(huán)境（可用極限范圍為50g/m3 以內）。為增強催化劑迎風端的抗沖蝕磨損能力，通常上端部約1020mm長度采取硬化措施。平板式催化劑：以不銹鋼金屬篩板網為骨架，采取雙側擠壓的方式將活性材 料與金屬板結合成型。其結構形狀與空預器的受熱面相似，節(jié)距6.07.0mm，開孔率達到 8090%，防灰堵能力較強，適合于灰含量高的工作環(huán)境。但因其比表面積小 280350m2/m3），要達到相同的脫硝效率，需要體積數(shù)較大。此外采用板式催化劑設 計的 SCR 反應器裝置，相對荷載大（體積大） 。全世界目前只有兩家平板式

20、催化劑制 造商，分別是德國莊信萬豐雅佶?。?JM ARGILLON）和日本日立（ BHK）兩家公司。波紋式催化劑： 由丹麥托普索 （Topsoe）和日立造船 （Hitachi Zosen）生產。 它以玻璃纖維作為骨架，孔徑相對較小，單位體積的比表面積最高。此外，由于壁厚 相對較小，單位體積的催化劑重量低于蜂窩式與平板式。在脫硝效率相同的情況下， 波紋式催化劑的所需體積最小， 且由于比重較小， SCR 反應器體積與支撐荷載普遍較 小。由于孔徑較小，一般適用于低灰含量的煙氣環(huán)境。圖 9 蜂窩式催化劑和平板式催化劑單元形狀比較目前商用的電廠脫硝催化劑類型只有平板式催化劑、 蜂窩式催化劑和波紋板式催

21、化劑三種類型， 其中波紋板式催化劑由于開發(fā)時間較晚， 再加上自身結構和制備工藝 的局限性，一般只能用于粉塵含量較低的場合（不大于 10g/m3），其在全球電廠的市 場占有率不到 10%。絕大多數(shù)電廠均采用平板式和蜂窩式催化劑，兩者占市場份額的 90%以上，是市場的主流。目前平板式催化劑與蜂窩式催化劑在燃煤電廠脫硝中份額 相當，板式催化劑在抗灰堵和安全性方面獨具優(yōu)勢， 從安全性角度會優(yōu)先選擇板式催 化劑，但蜂窩式催化劑比表面積大，體積需求量小，從經濟性上會優(yōu)先選擇蜂窩式催 化劑。一般在燃煤電廠煙氣脫硝中不推薦波紋板式催化劑，可根據(jù)煙氣條件、技術經 濟性綜合性比較， 選用蜂窩式或平板式催化劑催化劑

22、。 兩種催化劑的技術經濟比較見 表 3 。此外，雖然蜂窩式和平板式催化劑的加工工藝不同（圖10），但其化學特性接近，都能夠滿足不同脫硝效率要求，并有大量的應用業(yè)績。為了加強不同類型催化劑 的互換性及裝卸的靈活性， 均將催化劑單體組裝成標準化模塊尺寸 （每個模塊截面約 1.91m0.97m）。蜂窩式催化劑為了提高飛灰的抗沖蝕能力，通常將約20mm高度的迎風端采取硬化措施。表3 蜂窩式催化劑和平板式催化劑的比較項目蜂窩式催化劑平板式催化劑結構均一結構以不銹鋼篩網板作為擔體活性強較強比表面積大較大體積中等較大重量中等較重單價高較高催化劑投資成本高高長期性價比高高防堵性能較強強耐磨損性能強強使用壽命長

23、長項目蜂窩式催化劑平板式催化劑SO2氧化性強較強耐 As 中毒強CaO適應性強強高灰適用性較強強SO2適應性一般較強燃煤高灰占有率較高高適用范圍高塵及低塵均適用高塵及低塵均適用優(yōu)缺點比表面積大，活性高比表面積小， 活性小， 所需體在超高灰（大于 30g）應用情 況較為困難 會發(fā)生整體性坍塌 應用范圍廣， 可以對工藝改造生 產其他類型的催化劑積量大在超高灰有很好的應用業(yè)績 內部有篩板，機械強度較好， 不會發(fā)生整體性坍塌 但是僅能用于燃煤電廠脫硝 領域圖 10 蜂窩式與平板式催化劑的制造工藝流程比較3.2催化劑系統(tǒng)設計與選型在 SCR布置工藝確定時，催化劑的設計和選型主要受到煙塵濃度、溫度以及SO

24、2濃度的影響：工程經驗表明，當煙塵濃度大于 40g/m3 （標態(tài)，干基， 6%O2）時，選用的蜂 窩式催化劑孔數(shù)應不大于 18 孔，節(jié)距不小于 8.2mm，壁厚不小于 0.8mm，選用平板式 催化劑板間距不小于 6.7mm，板厚不小于 0.7mm。鑒于本項目當前實際煙氣粉塵濃度 已達到 55g/m3左右，且粉塵磨損性較為嚴重， 蜂窩式和平板式催化劑雖然均可以采用， 但如選用平板式催化劑，應為間距不小于 6.7mm，板厚不小于 0.7mm；如選用蜂窩式 催化劑，應為節(jié)距不小于 8.2mm的 18 孔催化劑，且應為頂端硬化類型，硬化長度在 20mm以上。催化劑中的活性成分 V2O5含量通常小于 1

25、.5%，在這個范圍內， V2O5 含量越大 活性越高，但最佳運行溫度相差較大。 對于活性成分含量較高的催化劑， 在 300350 易發(fā)揮其最佳活性； 對于活性成分含量適中的催化劑， 其最佳使用溫度為 350400；對于活性成分含量較低的催化劑，其最佳使用溫度為 375425。對于不同配方的催 化劑，在其最佳的使用溫度范圍之外，活性均降低。對于平均溫度較高的工程，尤其 超過 420以上的運行環(huán)境，需要增加催化劑中的 WO3 含量來提高催化劑的抗燒結能 力，延緩催化劑因局部超高溫（如大于 450）燒結所引起的活性惰化。根據(jù)摸底測 試試驗結果（省煤器出口煙溫最高達到 405），本項目應選用活性成分含

26、量較低的 催化劑，并適當提高 WO3 含量。受煙氣及飛灰的影響，催化劑活性隨運行時間逐漸降低：運行初期，惰化速 率最快；超過 2000h 后，惰化速率趨緩。為了充分發(fā)揮每層催化劑的殘余活性，最大 限度利用現(xiàn)有催化劑，通常采用“ X1”模式布置催化劑，初裝 X 層，預留一層。需 要強調指出，為了 SCR運行的經濟性， 在蜂窩式催化劑選型時宜考慮選擇壁厚不小于 0.8mm的催化劑，以便將來采用清洗或再生技術， 延長催化劑的使用壽命。 典型“ 2+1” 布置形式的催化劑壽命管理見圖 6-30 。圖 6-30 脫硝催化劑壽命管理（“ 2+1”布置模式）值得說明的是，由于平板式催化劑模塊一般是由兩層催化

27、劑單體疊加（見圖6-11 ），擁有更多的催化劑布置形式，在國內某電廠就采取過“ 1.5+0.5+1 ”的布置方 式，使用這種催化劑布置方案，可以避免多余的半層催化劑在 24000h 內飛灰的沖刷 和中毒影響，最大限度的延長催化劑的使用壽命。根據(jù)廠家計算，在催化劑 24000h 壽命后，添加半層催化劑后使用壽命會延長40000h，再添加一層可以繼續(xù)延長60000h，全部“ 2+1”層的催化劑壽命高達 15 年以上（圖 6-12 ），脫硝催化劑添加和 更換的均化成本低， 有助于降低投資運行費用， 建議本項目在招標催化劑時讓平板式 催化劑廠商分別提供“ X+0.5+0.5 ”和“ X+1”的方案供電廠參考，綜合比較。圖 6-11 平板式脫硝催化劑的結構Catalyst Management Plan砞m/gm)tuo(xON,)ni(xONOx(in)NOx(out)88.3 M3 Catalyst Additio in the 2nd Layen r176.6 M Catalyst Add in the 3nd La3 ition yerNH3-Slip20000 400006000080000砞m/gmp ilSainommAsuoesa100000 120000 140000Operating Time h圖 6-12 國內某 600MW機組“ 1.5+0.5+