脱硝工艺介绍

1、图 6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图脱硝工艺介绍1 脱硝工艺图 1 LNB、 SNCR和 SCR在锅炉系统中的位置目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技 术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术 （LNB ），烟气脱硝技术包括 SCR、SNCR 和 SNCR/SCR 联用技术等，其在锅炉系统中的位置如图 1 所示。1.1烟气脱硝工艺应用目前进入工业应用的成熟的燃煤电厂烟气脱硝技术主要包括SCR、 SNCR和SNCR/SCR联用技术。1）SNCR脱硝技术是指在锅炉炉膛出口 9001100的温度范围内喷入还原剂 （如 氨气）将其中的 NOx选择性还原成 N2

2、 和 H2O。SNCR工艺对温度要求十分严格，对机组 负荷变化适应性差，对煤质多变、机组负荷变动频繁的电厂，其应用受到限制。大型 机组脱硝效率一般只有 2545%，SNCR脱硝技术一般只适用于老机组改造且对 NOx排 放要求不高的区域。2）SCR烟气脱硝技术是指在 300420的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂， 在催化剂的作用下与烟气中的 NOx发生选择性催化反应生成 N2和 H2O。 SCR烟气脱硝 技术具有脱硝效率高，成熟可靠，应用广泛，经济合理，适应性强，特别适合于煤质 多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的区域的燃煤机组上使用。 SCR 脱硝效率一般可达 80 90%，可将

3、 NOx排放浓度降至 100mg/m3（标态，干基， 6%O2） 以下。3）SNCR/SCR联用技术是指在烟气流程中分别安装 SNCR和 SCR装置。在 SNCR区 段喷入液氨等作为还原剂， 在 SNCR装置中将 NOx部分脱除；在 SCR区段利用 SNCR工 艺逃逸的氨气在 SCR催化剂的作用下将烟气中的 NOx还原成 N2和 H2O。SNCR/SCR联用 工艺系统复杂，而且脱硝效率一般只有 5070%。三种烟气脱硝技术的综合比较见表 1。表1 烟气脱硝技术比较序 号项目技术方案SCRSNCR/SCR联用SNCR1还原剂NH3或尿素尿素或 NH3尿素或 NH32反应温度300420前段： 9

4、001100后段： 30042090011003催化剂V2O5-WO3（MoO3）/TiO 2 基催化 剂后段加装少量 SCR催化剂不使用催化剂4脱硝效率80%90%50%70%大型机组 25%50%5SO2/SO3氧化会导致 SO2/SO3 氧化SO2/SO3 氧化较 SCR低不导致 SO2/SO3 氧化6NH3 逃逸小于 3ppm小于 3ppm小于 10ppm7对空气预 热器影响催化剂中的 V 等多种金属会 对 SO2 的氧化起催化作用，SO2/SO3 氧化率较 SCR低， 造成堵塞或腐蚀的机会较不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化，造成堵序 号项目技术方案SCRSNCR/SCR联用SNC

5、RSO2/SO3 氧化率较高，而 NH3 与 SO3 易形成 NH4HSO4 造成堵 塞或腐蚀SCR低塞或腐蚀的机会为三者最低8燃料的影响高灰分会磨耗催化剂， 碱金属氧化物会使催化剂钝化影响与 SCR相同无影响9锅炉的影响受省煤器出口烟气温度影响受炉膛内烟气流速、 温度分 布及 NOx分布的影响与 SNCR/SCR混合系统 影响相同10计算机模拟和物 理流动模型要求需做计算机模拟和物理流动模型试验需做计算机模拟分析需做计算机模拟分析11占地空间大（需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统）较小（需增加一小型催化剂 反应器，无需增设供氨或尿 素系统）小（锅炉无需增加催化剂反应器）12使用业绩多数大

6、型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验2 SCR 工艺2.1SCR 技术简介选择性催化还原法（ SCR）的基本原理是利用氨（ NH3）对 NOx的还原功能，使用 氨气（ NH3）作为还原剂，将体积浓度小于 5的氨气通过氨气喷射格栅（ AIG）喷入 温度为 300420的烟气中，与烟气中的 NOx混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作 用下，氨气（NH3）将烟气中的 NO和NO2还原成无公害的氮气 （N2）和水（H2O）（图3-6 ） 这里“选择性”是指氨有选择的与烟气中的 NOx进行还原反应，而不与烟气中大量的 O2作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催

7、化剂微孔内的扩散。图 2 SCR 反应示意图SCR反应化学方程式如下：4NO + 4NH3 + O2 4N2 + 6H2O（3-1）2NO2 + 4NH3 + O2 3N2 + 6H2O（3-2）在燃煤烟气的 NOx中，NO约占 95%，NO2约占 5%，所以化学反应式（ 3-1 ）为主要 反应，实际氨氮比接近 1:1 。SCR技术通常采用 V2O5/TiO 2基催化剂来促进脱硝还原反应。 脱硝催化剂使用高比 表面积专用锐钛型 TiO2 作为载体，（钒） V2O5作为主要活性成分，为了提高脱硝催化 剂的热稳定性、机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO3、（钼） MoO3、玻璃纤维等作

8、为助添加剂。催化剂活性成分 V2O5 在催化还原 NOx 的同时，还会催化氧化烟气中 SO2 转化成 SO3（反应 3-3 ）。在空预器换热元件 140220低温段区域， SO3 与逃逸的 NH3 反应 生成高粘性 NH4HSO4（反应 3-4 ），粘结与粘附烟气中的飞灰颗粒恶化空预器元件堵塞 与腐蚀。为此，除严格控制氨逃逸浓度小于 3ppm外，应尽可能减少 V2O5 含量，并添 加 WO3 或 MoO3，控制催化剂活性，抑制 SO2/SO3 转化，通常要求烟气经过催化剂后的 SO2/SO3 转化率低于 1.0%。2SO2 + O2 2SO3（3-3）SO3+NH3+H2ONH4HSO4（3-

9、4 ）SCR技术是当前世界上主流的烟气脱硝工艺，自上世纪 70年代在日本燃煤电厂开 始正式商业应用以来， 目前在全世界范围内得到广泛的应用。 作为一种成熟的深度烟 气NOx后处理技术，无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。其具有如下特点：脱硝效率可以高达 95%，NOx排放浓度可以控制到 50mg/m3（标态，干基，6%O2） 以下，是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的；催化剂在与烟气接触过程中，受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞与磨损等因 素的影响，其活性逐渐降低，通常 34 年增加或更换一层催化剂。对于废弃催化剂， 由于富集了大量痕量重金属元素，需要谨慎处理；

10、会增加锅炉烟道系统阻力 9001200Pa； 系统运行会增加空预器入口烟气中 SO3 浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气， 两者在空预器低温换热面上易发生反应形成 NH4HSO4，进而恶化空预器冷端的堵塞和 腐蚀，因此需要对空预器采取抗 NH4HSO4堵塞的措施。2.2SCR 技术分类烟气脱硝 SCR工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图 3）： 高灰型、低灰型和尾部型等。1）高灰型 SCR工艺：脱硝催化剂布置在省煤器和空预器之间，烟气中粉尘浓度 和 SO2 含量高，工作环境相对恶劣，催化剂活性下降较快，需选用低SO2 氧化活性、大节距、大体积催化剂，但烟气温度合适（ 300400

11、），经济性最高，是目前燃煤 电厂烟气脱硝的主流布置形式。2）低灰型 SCR工艺：脱硝催化剂位于除尘器和脱硫设施之间，烟气中粉尘浓度 低，但 SO2 含量高，可选用低 SO2氧化活性、小节距、中体积催化剂，但为了满足催 化剂反应活性温度要求， 需相应配置高温除尘系统， 目前此项工艺仅在日本有所应用。3）尾部型 SCR工艺：脱硝催化剂位于脱硫设施后，烟气中粉尘浓度和SO2 含量都很低，可选用低 SO2氧化活性、小节距、小体积催化剂， 但由于烟气温度低于 80， 与低灰布置形式类似， 需要采用 GGH烟气换热或外部热源加热方式将烟气温度升至催 化剂活性反应温度， 系统复杂， 同样只适用于烟气成分复杂

12、或者空间布置受到限制特 定情况，此种布置形式在垃圾焚烧厂中有较多应用。图3 SCR反应器布置示意图2.3还原剂选择还原剂的选择是影响 SCR脱硝效率的主要因素之一，应具有效率高、价格低廉、 安全可靠、存储方便、运行稳定、占地面积小等特点。目前，常用的还原剂有液氨、 尿素和氨水三种。结合本期工程的特点、国家规范和当地环保部门要求，对脱硝剂的 选择进行分析如下。图 5 氨水制氨工艺流程图1）液氨法（图 4）：液氨由专用密闭液氨槽车运送到液氨储罐，液氨储罐输出 的液氨在液氨蒸发器蒸发成氨气，并将氨气加热至常温后，送到氨气缓冲罐备用。缓 冲罐的氨气经调压阀减压后，送入各机组的氨气 / 空气混合器中，与

13、来自风机的空气 充分混合后，通过喷氨格栅（ AIG）喷人烟气中，与烟气混合后进入 SCR催化反应器。 液氨法在国内的运行业绩较多。2）氨水法（图 5）：通常是用 25的氨水溶液，将其置于存储罐中，然后通过 加热装置使其蒸发， 形成氨气和水蒸汽。 可以采用接触式蒸发器法或采用喷淋式蒸发 器法。氨水法对储存空间的需求较大，且运行中氨水蒸发需要消耗大量的能量，运行 费用较高，国内业绩非常少。3）尿素法：分为水解技术与热解技术。其中水解技术包括AOD法（由 SiiRTECNiGi 公司提供） ，U2A法（由 Wahlco公司和 Hammon公司提供，图6）和 NOxOUTU ltra 热解技术（ Fu

14、el tech 公司提供，图 7）。目前在国内只有国电青山电厂采用了尿素 水解技术，该脱硝机组已于 2011年8月27日通过 168h试运，但其技术经济性与稳 定性还有待验证。热解技术在国内有部分运行业绩，如华能北京热电厂（4830t/h锅炉）、京能石景山热电厂（ 4670t/h 锅炉）、华能玉环电厂（ 41000MW机组） 等。相对液氨法尿素法制氨初投资及运行费用均较高。三种还原剂的性能比较见表 2： 使用氨水作为脱硝还原剂，对存储、卸车、制备区域以及采购、运输路线国家 没有严格规定，但运输量大，运输费用高，制氨区占地面积大，而且在制氨过程中 需要将大量的水分蒸发，消耗大量的热能，运行成本高

15、昂。由于液氨来源广泛、价格便宜、投资及运行费用均较其他两种物料节省，因而目 前国内 SCR装置大多都采用液氨作为 SCR 脱硝还原剂；但同时液氨属于危险品，对 于存储、卸车、制备、采购及运输路线国家均有较为严格的规定。液氨可作为本项目 的首选方案，但需要经过安全与环评论证确定。项目液氨法氨水法尿素水解法尿素热解法还原剂存储条件高压常压常压，干态常压，干态还原剂存储形态液态液态微粒状微粒状还原剂运输费用便宜贵便宜便宜反应剂费用便宜较贵贵贵还原剂制备方法蒸发蒸发水解热解技术工艺成熟度成熟成熟成熟成熟系统复杂性简单复杂复杂复杂系统响应性快快慢（ 510 分钟）慢（ 510 分钟）产物分解程度完全完全

16、不完全不完全潜在管道堵塞现象无无有无还原剂制备副产物无无CO2CO2设备安全要求有法律规定需要基本上不需要基本上不需要占用场地空间不小于2 1500m2不小于2 2000m2很小2小于 400m2很小2小于 400m2固定投资最低低高最高运行费用最低高高最高尿素制氨工艺安全成熟可靠， 占地面积小， 而且国家目前对尿素作为脱硝还原剂 在存储、卸车、制备、采购及运输路线方面尚无要求，但由于尿素需要使用专用设 备热解或水解制备氨气，设备投资成本高，而且尿素价格高，制氨过程中需要消 耗大量的热量，运行成本高，所以在国内仅有少量的城市电厂因安全和占地等因 素不得已使用尿素作为脱硝剂。虽然尿素制氨有水解和

17、热解两种工艺，但由于水 解法存在启动时间长、跟踪机组负荷变化的速度较慢、腐蚀严重等问题，国内使 用尿素作为脱硝剂几乎全部采用尿素热解工艺作为制氨工艺。3 催化剂系统3.1催化剂系统选型催化剂是整个 SCR系统的核心和关键， 催化剂的设计和选择是由烟气条件、 组分 及性能目标来确定的，设计的基本要求包括： 催化剂设计应充分考虑锅炉飞灰的特性合理选择孔径大小并设计有防堵灰措 施，确保催化剂不堵灰。催化剂模块设计应能有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于 催化剂的寿命。催化剂应采用模块化设计，减少更换催化剂的时间。 催化剂能满足烟气温度不高于 420的情况下长期运行，同时催化剂应能承 受运

18、行温度 450不少于 5h 的考验，而不产生任何损坏。目前进入商业应用的 SCR脱硝催化剂的矿物组成比较接近， 都是以（钛）TiO2（含 量约 8090%）作为载体，以 V2O5（含量约 12%）作为活性材料，以 WO3 或 MoO3（含量 约占 37%）作为辅助活性材料，具有相同的化学特性。但外观形状的不同导致其物 理特性存在较大差异，主要可分为蜂窝式、平板式与波纹式三种形态（图8）。图8 脱硝催化剂形态蜂窝式催化剂：采取整体挤压成型，适用于燃煤锅炉的催化剂节距范围为6.99.2mm，比表面积约 410539m2/m3，单位体积的催化剂活性高，相同脱硝效率下 所用催化剂的体积较小， 一般适合

19、于灰含量低于 30g/m3 的工作环境（可用极限范围为50g/m3 以内）。为增强催化剂迎风端的抗冲蚀磨损能力，通常上端部约1020mm长度采取硬化措施。平板式催化剂：以不锈钢金属筛板网为骨架，采取双侧挤压的方式将活性材 料与金属板结合成型。其结构形状与空预器的受热面相似，节距6.07.0mm，开孔率达到 8090%，防灰堵能力较强，适合于灰含量高的工作环境。但因其比表面积小 280350m2/m3），要达到相同的脱硝效率，需要体积数较大。此外采用板式催化剂设 计的 SCR 反应器装置，相对荷载大（体积大） 。全世界目前只有两家平板式催化剂制 造商，分别是德国庄信万丰雅佶隆（ JM ARGIL

20、LON）和日本日立（ BHK）两家公司。波纹式催化剂： 由丹麦托普索 （Topsoe）和日立造船 （Hitachi Zosen）生产。 它以玻璃纤维作为骨架，孔径相对较小，单位体积的比表面积最高。此外，由于壁厚 相对较小，单位体积的催化剂重量低于蜂窝式与平板式。在脱硝效率相同的情况下， 波纹式催化剂的所需体积最小， 且由于比重较小， SCR 反应器体积与支撑荷载普遍较 小。由于孔径较小，一般适用于低灰含量的烟气环境。图 9 蜂窝式催化剂和平板式催化剂单元形状比较目前商用的电厂脱硝催化剂类型只有平板式催化剂、 蜂窝式催化剂和波纹板式催 化剂三种类型， 其中波纹板式催化剂由于开发时间较晚， 再加上

21、自身结构和制备工艺 的局限性，一般只能用于粉尘含量较低的场合（不大于 10g/m3），其在全球电厂的市 场占有率不到 10%。绝大多数电厂均采用平板式和蜂窝式催化剂，两者占市场份额的 90%以上，是市场的主流。目前平板式催化剂与蜂窝式催化剂在燃煤电厂脱硝中份额 相当，板式催化剂在抗灰堵和安全性方面独具优势， 从安全性角度会优先选择板式催 化剂，但蜂窝式催化剂比表面积大，体积需求量小，从经济性上会优先选择蜂窝式催 化剂。一般在燃煤电厂烟气脱硝中不推荐波纹板式催化剂，可根据烟气条件、技术经 济性综合性比较， 选用蜂窝式或平板式催化剂催化剂。 两种催化剂的技术经济比较见 表 3 。此外，虽然蜂窝式和

22、平板式催化剂的加工工艺不同（图10），但其化学特性接近，都能够满足不同脱硝效率要求，并有大量的应用业绩。为了加强不同类型催化剂 的互换性及装卸的灵活性， 均将催化剂单体组装成标准化模块尺寸 （每个模块截面约 1.91m0.97m）。蜂窝式催化剂为了提高飞灰的抗冲蚀能力，通常将约20mm高度的迎风端采取硬化措施。表3 蜂窝式催化剂和平板式催化剂的比较项目蜂窝式催化剂平板式催化剂结构均一结构以不锈钢筛网板作为担体活性强较强比表面积大较大体积中等较大重量中等较重单价高较高催化剂投资成本高高长期性价比高高防堵性能较强强耐磨损性能强强使用寿命长长项目蜂窝式催化剂平板式催化剂SO2氧化性强较强耐 As 中

23、毒强CaO适应性强强高灰适用性较强强SO2适应性一般较强燃煤高灰占有率较高高适用范围高尘及低尘均适用高尘及低尘均适用优缺点比表面积大，活性高比表面积小， 活性小， 所需体在超高灰（大于 30g）应用情 况较为困难 会发生整体性坍塌 应用范围广， 可以对工艺改造生 产其他类型的催化剂积量大在超高灰有很好的应用业绩 内部有筛板，机械强度较好， 不会发生整体性坍塌 但是仅能用于燃煤电厂脱硝 领域图 10 蜂窝式与平板式催化剂的制造工艺流程比较3.2催化剂系统设计与选型在 SCR布置工艺确定时，催化剂的设计和选型主要受到烟尘浓度、温度以及SO2浓度的影响：工程经验表明，当烟尘浓度大于 40g/m3 （

24、标态，干基， 6%O2）时，选用的蜂 窝式催化剂孔数应不大于 18 孔，节距不小于 8.2mm，壁厚不小于 0.8mm，选用平板式 催化剂板间距不小于 6.7mm，板厚不小于 0.7mm。鉴于本项目当前实际烟气粉尘浓度 已达到 55g/m3左右，且粉尘磨损性较为严重， 蜂窝式和平板式催化剂虽然均可以采用， 但如选用平板式催化剂，应为间距不小于 6.7mm，板厚不小于 0.7mm；如选用蜂窝式 催化剂，应为节距不小于 8.2mm的 18 孔催化剂，且应为顶端硬化类型，硬化长度在 20mm以上。催化剂中的活性成分 V2O5含量通常小于 1.5%，在这个范围内， V2O5 含量越大 活性越高，但最佳

25、运行温度相差较大。 对于活性成分含量较高的催化剂， 在 300350 易发挥其最佳活性； 对于活性成分含量适中的催化剂， 其最佳使用温度为 350400；对于活性成分含量较低的催化剂，其最佳使用温度为 375425。对于不同配方的催 化剂，在其最佳的使用温度范围之外，活性均降低。对于平均温度较高的工程，尤其 超过 420以上的运行环境，需要增加催化剂中的 WO3 含量来提高催化剂的抗烧结能 力，延缓催化剂因局部超高温（如大于 450）烧结所引起的活性惰化。根据摸底测 试试验结果（省煤器出口烟温最高达到 405），本项目应选用活性成分含量较低的 催化剂，并适当提高 WO3 含量。受烟气及飞灰的影

26、响，催化剂活性随运行时间逐渐降低：运行初期，惰化速 率最快；超过 2000h 后，惰化速率趋缓。为了充分发挥每层催化剂的残余活性，最大 限度利用现有催化剂，通常采用“ X1”模式布置催化剂，初装 X 层，预留一层。需 要强调指出，为了 SCR运行的经济性， 在蜂窝式催化剂选型时宜考虑选择壁厚不小于 0.8mm的催化剂，以便将来采用清洗或再生技术， 延长催化剂的使用寿命。 典型“ 2+1” 布置形式的催化剂寿命管理见图 6-30 。图 6-30 脱硝催化剂寿命管理（“ 2+1”布置模式）值得说明的是，由于平板式催化剂模块一般是由两层催化剂单体叠加（见图6-11 ），拥有更多的催化剂布置形式，在国

27、内某电厂就采取过“ 1.5+0.5+1 ”的布置方 式，使用这种催化剂布置方案，可以避免多余的半层催化剂在 24000h 内飞灰的冲刷 和中毒影响，最大限度的延长催化剂的使用寿命。根据厂家计算，在催化剂 24000h 寿命后，添加半层催化剂后使用寿命会延长40000h，再添加一层可以继续延长60000h，全部“ 2+1”层的催化剂寿命高达 15 年以上（图 6-12 ），脱硝催化剂添加和 更换的均化成本低， 有助于降低投资运行费用， 建议本项目在招标催化剂时让平板式 催化剂厂商分别提供“ X+0.5+0.5 ”和“ X+1”的方案供电厂参考，综合比较。图 6-11 平板式脱硝催化剂的结构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图 6-12 国内某 600MW机组“ 1.5+0.5+1 ”