火力發(fā)電廠選擇性催化還原（SCR）法脫硝技術
目前，我國發(fā)電裝機容量已突破4億kW，絕大多數(shù)為燃煤機組。以火電廠為主排放的SO2和NOx不斷增加。盡管NOx所帶來的危害有目共睹，但目前我國火電廠環(huán)保措施主要集中于脫硫處理，而在控制NOx排放方面則剛剛起步，與世界先進國家相比尚有很大差距，主要原因是這項技術發(fā)展較晚，需要的投資較大；另一方面，我國目前對NOx排放的要求較低，新建火電廠鍋爐燃燒器只需采用低NOx燃燒技術就可以達到國家排放標準，故脫硝技術在整個火電廠環(huán)保措施中所占的比重較小。針對這些問題，我國已著手進行煙氣脫硝示范工程，要求已建和新建火電機組要逐漸把脫硝系統(tǒng)列入建設規(guī)劃，到2010年，從目前的新建火電廠規(guī)？紤]，排除采用其他方式脫硝的機組。專家估測認為，至少有2億kW的機組容量需要建設脫硝系統(tǒng)，在脫硝項目上會形成可觀的市場規(guī)模。脫硝領域正在迅速形成一個總量達到1 100億元的大市場。它將是繼火電廠脫硫技術后，又一個廣闊的極具爆發(fā)性增長的市場。從2004年底的“環(huán)保風暴”到2005年初的《京都協(xié)議書》正式生效、從國家不斷發(fā)布扶持政策鼓勵電力環(huán)保到大手筆的撥款資助，表明國家對電力環(huán)保產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的支持力度越來越大，而煙氣脫硝產(chǎn)業(yè)正是在此背景下進入快速發(fā)展時期。
煙氣脫硝是繼煙氣脫硫之后國家控制火電廠污染物排放的又一個重點領域。2004年7月，我國公布并實施《火電廠大氣污染物排放標準》，對火電廠NOx排放要求有了大幅度的提高，并將成為控制火力發(fā)電廠大氣污染物排放、改善我國空氣質量和控制酸雨污染的推動力。今后，國家將對重點火電企業(yè)以發(fā)電污染物排放績效為基礎，制定全國統(tǒng)一的火電行業(yè)SO2和NOx排放總量控制指標分配方法，并由國家統(tǒng)一分配30萬kW以上火電企業(yè)的排放總量控制指標。從“十一五”開始，國家與省級環(huán)保部門將對30萬kW以上的火電企業(yè)的SO2、NOx排放總量控制指標實施共同監(jiān)控。
目前應用的火電廠鍋爐脫硝技術中，選擇性催化還原（Selective Catalytic Reduction簡稱SCR）法脫硝工藝被證明是應用最多且脫硝效率最高、最為成熟的脫硝技術，是目前世界上先進的火電廠煙氣脫硝主流技術之一。1975年在日本Shimoneski電廠建立了第一個SCR系統(tǒng)示范工程，其后SCR技術在日本得到了廣泛應用，大約有170套裝置，接近100 GW容量的電廠安裝了這種設備。在歐洲已有120多臺大型裝置的成功應用經(jīng)驗，其NOx的脫除率可達到80％～90%。美國政府也將SCR技術作為主要的電廠控制NOx技術。
SCR法是一種燃燒后NOx控制工藝，關鍵技術包括將氨氣噴入火電廠鍋爐燃煤產(chǎn)生的煙氣中；把含有NH3(氣)的煙氣通過一個含有專用催化劑的反應器；在催化劑的作用下，NH3(氣)同NOx發(fā)生反應，將煙氣中的NOx轉化成H2O和N2等過程，脫硝效率≥90%。目前，利用該項技術的產(chǎn)品在全球占有率高達98%，居世界發(fā)達國家煙氣脫硝技術首位。
在我國，1995年第一次修訂《大氣污染防治法》時，就在增加的有關條款中要求“企業(yè)應當逐步對燃煤產(chǎn)生的NOx采取控制的措施”；1996年修訂火電廠排放標準時，對新建30萬kW以上火電機組提出了NOx排放控制標準，《火電廠大氣污染物排放標準》GB13223－2003對新老機組提出更嚴格的NOx排放濃度限值；在2003年7月1日開始實施的《排污費征收使用管理條例》中，也規(guī)定對NOx征收排污費，征收標準與SO2相同；電力工業(yè)環(huán)境保護“十五”規(guī)劃中，提出“大力推廣低氮燃燒器及采用分級燃燒技術；現(xiàn)有20萬kW火電機組開始啟動低氮燃燒技術改造，“十五”期末，力爭在運行鍋爐上完成排煙脫硝工業(yè)示范試驗”。20世紀90年代建成的福建后石電廠60萬kW火電機組已建成排煙脫硝裝置，NOx排放濃度85 mg/m3，遠低于650 mg/m3。由此可見，對火電廠排放NOx實行總量控制已具備法律、排放標準、排污收費、治理技術等方面的條件。“十一五”對火電廠排放NOx實施總量控制將是最佳的時機。
相對于火力發(fā)電脫硫，煙氣脫硝是控制火力發(fā)電污染排放的更高要求。由于技術的特殊性，煙氣脫硝裝置必須與電廠建設同步進行。2005年4月，電力規(guī)劃設計總院主持召開火電廠煙氣脫硝技術及SCR脫硝裝置預留方案專題研討會，對在大容量常規(guī)燃煤火電機組的建設中預留煙氣脫硝裝置的設計方案進行了分析研究。根據(jù)GB13223－2003中“第3時段火力發(fā)電鍋爐須預留煙氣脫除NOx裝置空間”的要求，結合我國火電廠脫硝技術現(xiàn)階段的實際情況，2004年1月1日起新建的300 MW及以上容量燃煤鍋爐，須暫按SCR預留脫硝裝置空間。重點對SCR反應器布置場地預留、催化劑層數(shù)及荷載預留、爐膛瞬態(tài)防爆壓力的選取、空預器改造條件預留、引風機改造條件預留、電除塵器設計選型要求、還原劑儲存、制備場地的預留等技術方案進行了充分的論證并形成了初步意見。
2005年，哈爾濱鍋爐廠有限責任公司與三菱重工業(yè)株式會社正式簽署了脫硝SCR技術轉讓協(xié)議，成為國內(nèi)首家引進脫硝技術的企業(yè)。此次哈鍋SCR脫硝技術轉讓協(xié)議的簽署，將為我國燃煤電廠控制NOx排放提供重要的技術支撐。
2005年，東方電氣集團東方鍋爐（集團）股份有限公司正式與恒運集團公司廣州恒運電廠簽訂了2×30萬kW火電廠機組煙氣脫硝工程項目總承包合同。此舉打破了國外廠商對我國脫硝領域的壟斷，東方鍋爐成為國內(nèi)首家獲得大型火電機組煙氣脫硝工程項目的制造商。東方鍋爐不僅從魯奇比肖夫公司引進了SCR技術，還在2004年11月與德國KWH公司合資生產(chǎn)煙氣脫硝所需要的催化劑，形成年產(chǎn)4 500 m3催化劑的生產(chǎn)能力，從而為煙氣脫硝實現(xiàn)國產(chǎn)化打下了良好基礎。
廈門嵩嶼電廠二期機組SCR煙氣脫硝反應器第一套日前已制作完成。嵩嶼電廠二期兩臺30萬kW燃煤機組是國內(nèi)首家增加了脫硝技術的國產(chǎn)機組。該脫硝設備投入使用后，脫硝效率達60%，NOx排放小于180 mg/ mN3，大大低于GB13223－2003中小于450 mg/mN3的排放標準。
目前，北京大唐高井熱電廠于2006年開始對鍋爐煙氣進行脫硝改造，采用SCR技術，脫硝率可達80％。到2007年年底全部改造完成后，高井熱電廠將成為北京市惟一進行鍋爐煙氣脫硝的電廠，鍋爐排煙中NOx將低于200 mg/ mN3。
江蘇太倉電廠2×600 MW超臨界發(fā)電機組脫硝項目以SCR工藝為基點，運用現(xiàn)代設計技術實施平臺化開發(fā)，技術起點高、實施手段先進，整體技術性能達到國際先進水平。
1 SCR法原理及流程
SCR技術是還原劑（NH3、尿素）在金屬催化劑作用下，選擇性地與NOx反應生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，故稱為“選擇性”。金屬催化劑有貴金屬和非貴金屬兩類。主要反應如下：
4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O
4NH3+2NO2＋O2→6N2+6H2O
SCR系統(tǒng)包括催化劑反應室、NH3儲運系統(tǒng)、NH3噴射系統(tǒng)及相關的測試控制系統(tǒng)。SCR工藝的核心裝置是催化劑反應器，有水平和垂直氣流兩種布置方式，如圖1所示。在燃煤鍋爐中，煙氣中的含塵量很高，一般采用垂直氣流方式。
.jpg) |
圖1 催化劑反應器水平和垂直氣流布置方式
采用催化劑促進NH3和NOx的還原反應時，其反應溫度取決于所選用催化劑的種類。當采用釩或鐵氧化物類的催化劑時，其反應溫度為300～400 ℃。當采用活性焦炭作為催化劑時，其反應溫度為100～150 ℃。因此，根據(jù)所采用的催化劑的不同，催化劑反應器應布置在尾部煙道中相應溫度的位置。
1.1 布置在空氣預熱器前
這是工業(yè)應用中常用的一種布置方式，如圖2所示，此時煙氣中的全部飛灰和SO2均通過催化劑反應器，反應器的工作條件是在未經(jīng)除塵的煙氣中。這種布置方案的煙氣溫度在300～500 ℃，適合于多數(shù)催化劑的反應溫度，因而它應用最為廣泛。但是，因催化劑是在未經(jīng)除塵的煙氣中工作，故催化劑的壽命會受下列因素的影響：
（1）煙氣攜帶的飛灰中含有Na、K、Ca、Si、As等時，會使催化劑“中毒”或受污染，從而降低催化劑的效能；
（2）飛灰對催化劑反應器的磨損；
（3）飛灰使催化劑反應器蜂窩狀通道堵塞；
（4）煙氣溫度升高，會將催化劑燒結，或使之再結晶而失效；
（5）煙氣溫度降低，NH3會和SO3反應生成（NH4）2SO4，從而會堵塞催化反應器通道和空氣預熱器；
（6）高活性的催化劑會促使煙氣中的SO2氧化成SO3，因此這種布置應避免采用高活性的催化劑。
為了盡可能延長催化劑的使用壽命，除了應選擇合適的催化劑之外，要使反應器通道有足夠的空間以防堵塞，同時還要有防腐、防磨措施。
.jpg) |
圖2 催化劑反應器布置在空氣預熱器前
1.2 布置在靜電除塵器和空氣預熱器之間
在這種方案中，溫度為300～500 ℃的煙氣先經(jīng)電除塵器再進入催化劑反應器，這樣可以防止煙氣中的飛灰對催化劑的污染和將反應器磨損或堵塞，但煙氣中的SO2始終存在，因此煙氣中的NH3和SO3反應生成（NH4）2SO4而發(fā)生堵塞的可能性仍然存在。這一方案的最大弊端是靜電除塵器無法在300～500 ℃下正常運行，因此很少被采用。
1.3 布置在濕法煙氣脫硫裝置之后
當鍋爐尾部煙道中裝有濕法煙氣脫硫(FGD)裝置時，可將催化劑反應器裝于FGD裝置之后，如圖3所示。由于不存在飛灰對反應器的堵塞及腐蝕問題，也不存在催化劑的污染和中毒問題，因此可以采用高活性的催化劑，并使反應器布置緊湊，以減少反應器的體積。當催化劑在除塵后煙氣中工作時，其工作壽命可達3～5年(在未除塵的煙氣中工作壽命為2～3 年)。這一布置方案存在的問題是：FGD裝置排煙溫度僅為50～60 ℃，為使煙氣在進入催化劑反應器之前達到所需要的反應溫度，需要在煙道內(nèi)加裝燃油或燃燒天然氣的燃燒器，或蒸汽加熱的換熱器以加熱煙氣，從而增加了能源消耗和運行費用。
.jpg) |
圖3 催化劑反應器布置在FGD之后
.jpg) |
圖4 催化劑反應器的內(nèi)部結構
當催化劑反應器在尾部煙道的位置確定以后，含有NOX的煙氣和混有適當空氣的NH3在反應器人口處和煙氣混合，然后進入反應器內(nèi)的催化劑層。
催化劑反應器的內(nèi)部結構如圖4所示。通常，先將催化劑制成板狀或蜂窩狀的催化劑元件，然后再將這些元件制成催化劑組塊，最后將這些組塊構成反應器內(nèi)的催化劑層。催化劑層數(shù)取決于所需的催化劑反應表面積。對于工作在未除塵的高塵煙氣中的催化劑反應器，典型的布置方式是布置三層催化劑層。在最上一層催化劑層的上面，是一層無催化劑的整流層，其作用是保證煙氣進入催化劑層時分布均勻。通常，在第三層催化劑下面還有一層備用空間，以便在上面某一層的催化劑失效時加入第四層催化劑層。
2 影響SCR脫硝率的因素
在SCR系統(tǒng)設計中，最重要的運行參數(shù)是反應溫度、反應時間、NH3/NOx摩爾比、煙氣流速、O2濃度、NH3的溢出濃度、SO3濃度、H2O（蒸汽）濃度、鈍化影響等。
反應溫度是選擇催化劑的重要運行參數(shù)，催化反應只能在一定的溫度范圍內(nèi)進行，同時存在催化的最佳溫度，這是每種催化劑特有的性質，因此反應溫度直接影響反應的進程。在SCR工作過程中溫度的影響有兩方面：一是溫度升高使脫NOx反應速度加快，NOx脫除率升高；二是溫度升高NH3氧化反應開始發(fā)生，使NOx脫除率下降。
反應時間是煙氣與催化劑的接觸時間，隨著反應時間的增加，NOx脫除率迅速增加，當接觸時間增至200 ms左右時，NOx脫除率達到最大值，隨后下降。這主要是由于煙氣與與催化劑的接觸時間增大，有利于煙氣在催化劑微孔內(nèi)的擴散、吸附、反應和生成物的解吸、擴散，從而使NOx脫除率提高。但是，隨著接觸時間過長，NH3氧化反應開始發(fā)生，使NOx脫除率下降。
NOx脫除率隨著NH3/NOx摩爾比的增加而增加，NH3/NOx摩爾比小于1時，其影響更加明顯。若NH3投入量偏低，NOx脫除率不高；若NH3投入量偏高，NH3氧化等副反應的反應速度將增大，從而降低了NOx脫除率，同時也增加了凈化后煙氣中NH3的排放濃度，造成二次污染。一般控制NH3/NOx摩爾比在1.2以下。
另外，煙氣流速直接影響NH3與NOx的混合程度，需要設計合理的流速以保證NH3與NOx充分混合使反應充分進行；同時反應需要O2的參與，隨著O2濃度增加，催化劑性能提高，但O2濃度不能過高，一般控制在2%～3%；NH3的溢出濃度是影響SCR系統(tǒng)運行的另一個重要參數(shù)，實際生產(chǎn)中通常是多于理論量的NH3被噴射進入系統(tǒng)，反應后在煙氣下游多余的NH3稱為NH3的溢出，NOx脫除效率隨著NH3的溢出量的增加而增加，在某一個NH3的溢出量時達到一個最大值；另外H2O（蒸汽）濃度的增加使催化劑性能下降，催化劑鈍化失效也不利于SCR系統(tǒng)的正常運行，必須加以有效控制[1]。
3 SCR法存在的問題
3.1 催化劑的活性和成本
催化劑的設計壽命決定著SCR系統(tǒng)的運行成本。催化劑失去活性主要是指高溫燒結、磨損和固體顆粒沉積堵塞而引起催化劑活性破壞。SCR系統(tǒng)所出現(xiàn)的磨損和堵塞可以通過反應器的優(yōu)化設計（設置自動的導流葉片裝置，倒轉NH3的噴射方向使之與流動方向相反）加以緩解。如果廢氣中有粉塵，為了保證催化劑表面的潔凈，在反應器中安裝吹灰器是很有必要的。如果廢氣中含有能使催化劑中毒的固體顆粒物，則廢氣需進行預處理，比如采用靜電除塵、加入脫As劑等，去除催化劑毒物級固體顆粒物，避免催化劑中毒。另外，催化劑的自主研發(fā)與工業(yè)應用研究還需深入。催化劑的成本占脫硝工程總成本的30%～40%，如果能實現(xiàn)催化劑國產(chǎn)化，將使該技術的競爭力邁上更高臺階。
3.2 缺乏獨立自主的SCR脫硝技術
目前，國內(nèi)已建成的大型SCR脫硝工程基本是采用全套進口設備或引進技術和關鍵設備，投產(chǎn)后效果較好。但同時又都存在建設投資大、運行費用高（采用NH3選擇性催化還原法凈化燃燒尾氣，削減單位NOx排放量所需費用高于脫SO2，其原材料的來源也較困難）、不符合國內(nèi)習慣等問題，采用技術引進也存在需要支付高額的技術使用費，在工期、技術方面都受制于人為因素等問題。缺乏大型火電機組煙氣脫硝的核心技術，沒有成熟的自主SCR工藝成為我國大面積實施煙氣脫硝的“無芯之痛”。
3.3 運行中存在的安全問題
SCR系統(tǒng)工作過程中會把煙氣中的SO2變成SO3，對于燃用高硫煤的電廠一定要引起特別注意。在SCR系統(tǒng)工作過程中，煙氣中的N2O會有所增加，而N2O對O3層的危害更大。另外，SCR系統(tǒng)中所用的還原劑NH3是常見的有毒有害物質，使用過程中有潛在的危險性。若廢棄固體催化劑處理不當，容易引起二次污染[2]。
4 結論和建議
（1）SCR煙氣脫硝技術作為目前最成熟、效率最高的脫硝技術，我國應加快技術引進、消化吸收，并建立起獨立自主的SCR脫硝技術體系。
（2）加快催化劑的自主研發(fā)與工業(yè)應用研究。針對我國火電廠燃用煤種特點，開發(fā)出自主知識產(chǎn)權的催化劑和低溫運行的催化劑。提高SCR系統(tǒng)催化劑的活性，降低生產(chǎn)、運行成本，并盡快商業(yè)化和產(chǎn)業(yè)化。
（3）組織發(fā)電企業(yè)、設計單位、鍋爐廠、風機廠等專家對國內(nèi)已經(jīng)運行的SCR煙氣脫硝系統(tǒng)進行技術研討，分析存在的問題，盡快找出解決辦法，推廣已經(jīng)運行的SCR煙氣脫硝系統(tǒng)的經(jīng)驗，為SCR煙氣脫硝技術的國產(chǎn)化奠定基礎。
（4）制定更嚴格的煙氣排放標準和更有效的經(jīng)濟政策扶持。煙氣脫硝技術進展緩慢的一個主要原因就是NOx排放無需收費，而且排放標準相對寬松，火電廠只需采用簡單的低NOx燃燒技術就能達到要求。同時有關部門應制定脫硝優(yōu)惠措施，包括優(yōu)先上網(wǎng)、環(huán)保折價、資金補助等，提高火電廠脫硝的積極性。
使用微信“掃一掃”功能添加“谷騰環(huán)保網(wǎng)”
