燃煤電廠催化脫硝技術在我國的應用

摘 要：燃煤電廠催化脫硝技術，是目前發達國家普遍采用的減少NO排放的方法，應用較多的是選擇性催化還原法和選擇性非催化還原法。而在我國，大多數燃煤電廠采用以純氨作為還原劑的選擇性催化還原脫硝技術，極少數采用以尿素作為還原劑的選擇性非催化還原脫硝技術。

關鍵詞：燃煤電廠；催化脫硝技術；NO排放；電價

中圖分類號：X701 文獻標識碼：A 文章編號：2095-6835（2014）04-0001-02

能源與環境是人類社會存在和發展的物質基礎，兩者協調發展是實現社會可持續發展的重要保證。目前，我國是世界第二大能源生產國，同時又是世界上少數幾個以煤為主要能源的國家之一，煤炭消費占到整個能源消費總量的70%左右。我國能源消耗主要以火電為主，燃煤造成的氮氧化物已經成為主要的大氣污染物之一。所以，控制燃煤電站NOx的排放已經成為我國面臨的主要問題。

控制火電廠排放NOx的措施分為改進燃燒技術和在鍋爐尾部加裝煙氣脫硝裝置兩大類，以下對鍋爐尾部加裝煙氣脫硝裝置在國內的應用現狀作簡單的綜述。

針對煙氣脫銷，國家出臺了一系列改革措施促進其推廣應用。2013年，“電價”一度成為熱詞。2013-01-01起，脫硝電價政策由14個省份試點擴大到全國所有省份。2013-09-30，國家發改委下調火電企業上網電價，除新疆和云南外，其余地區每千瓦時下調0.9～2.5分。

1 SCR法煙氣脫硝

SCR法煙氣脫硝的反應原理是在有氧條件下，使反應溫度控制在一定范圍內，在催化劑的作用下，利用還原劑將煙氣中的NO還原為N2?？梢宰鳛檫€原劑的有NH3，CO，H2，CH4，C3H8，C2H4和C3H6等，由于用氨作還原劑時NO的脫除效率最高，因此目前火電廠普遍推廣以氨作為還原劑。

1.1 300 MW亞臨界燃煤機組SCR煙氣脫硝工程實例

1.1.1 廣東德勝電廠

廣東德勝電廠的SCR設計條件是：煙氣流量1 312.8 t/h，SCR入口煙溫為280～420 ℃之間，SCR入口NOx≤450 mg/Nm3（干基，6%O2）。

該廠的脫硝系統主要包括SCR反應器和氨區兩部分。脫硝裝置布置在鍋爐省煤器和空預器之間，每臺鍋爐配2個反應器，反應器寬（W）9.64 m，深（L）8.01 m，高（H）14 m。催化劑布置方式采用蜂窩式，按2+1布置，即2層運行1層備用。還原劑采用純氨，純氨來源于液氨供應系統。

德勝電廠2臺機組脫硝已于2009-06-24順利通過性能考核試驗，各項指標均優于設計要求，每年可減少NOx排放量超過3 000 t。

1.1.2 嵩嶼電廠

SCR設計條件是：煙氣流量918 639 Nm3/h，SCR入口煙溫為280～380 ℃之間，SCR入口NOx為450～707 mg/Nm3（干基，6%O2）。

SCR反應器采用高含塵布置，也就是將反應器布置在省煤器和空預器之間。反應器尺寸為7.66 m×8.99 m×10.5 m（L×W×H）。催化劑為方型蜂窩催化劑模塊，每個模塊長度為717 mm，斷面積為150 mm×150 mm，其上開有22×22個氣流孔，每臺爐的催化劑為173 m3。還原劑采用純氨，純氨來源于液氨供應系統。

1.2 600 MW超臨界燃煤機組SCR煙氣脫硝工程實例

1.2.1 華電長沙電廠2×600 MW機組脫硝工程

本工程為2臺超臨界燃煤機組，每臺鍋爐蒸發量為1 903 t/h，對沖燃燒，∏型爐，采用SCR法全煙氣脫硝。還原劑采用純氨，純氨來源于液氨供應系統。

SCR設計條件是：SCR入口煙溫為388 ℃，SCR入口NOx為650 mg/Nm3（干基，6%O2）。

反應器結構采用底部彈簧支撐結構形式，中間限位，水平膨脹零點為反應器截面幾何中心。SCR反應器采用高含塵布置，也就是將反應器布置在省煤器和空預器之間。反應器主要技術數據是每個催化劑模塊中的單體數72個、每個催化劑模塊重量為1 050 kg（在遠期85%效率時，重量為1 350 kg）、每層模塊數77個、模塊布置7×11、反應器截面尺寸（長×寬×高）為 11.67 m×13.95 m×12.6 m。

TiO2和V2O5為蜂窩式催化劑的主要活性成分，催化劑中還含有少量的WO3。催化劑采用模塊化設計，每個催化劑模塊中放置72個催化劑單體，催化劑單體尺寸為150 mm×150 mm。

華電長沙電廠脫硝裝置投入運行的測試結果表明，脫硝裝置投運后NO2排放源強低于558.3 kg/h，年排放NO2可低于3.9×103 t；NOx脫除成本為2.78 元/kg，實際增加發電運行成本僅約0.002 元/kW·h。

1.2.2 國電銅陵600 MW機組脫硝工程

SCR設計條件是：鍋爐為超臨界一次中間再熱、螺旋管圈直流鍋爐，SCR入口煙溫為372 ℃，SCR入口NOx為657 mg/Nm3（干基，6%O2）。

國電銅陵電廠脫硝系統主要包括SCR反應器和氨區兩部分。2臺SCR反應器采用高含塵布置，也就是將反應器布置在省煤器和空預器之間。SCR反應器層數采用2+1的結構方式，催化劑區域內流速不超過6 m/s，反應器設計成煙氣豎直向下流動。每個反應器共有132個催化劑模塊組成，其中一般性的模塊292個（每層73個），測試模塊20個（每層5個）。本催化劑是以TiO2為基體，與WO3和V2O5混合壓制而成。還原劑采用純氨，純氨來源于液氨供應系統。

國電銅陵電廠脫硝工程在100%負荷率下，引風機年增加電費73.5萬元，其他電耗費用20.9萬元，液氨年費用301萬元，催化劑折舊690萬元，設備維護費用80萬元，人員工資36萬元。通過以上成本分析，可知脫硝運行成本較大。

1.3 1 000 MW超臨界燃煤機組SCR煙氣脫硝工程實例

以下以浙江玉環電廠為例。

SCR設計條件是：鍋爐為超超臨界一次中間再熱、∏型直流鍋爐，SCR入口煙溫為356 ℃，SCR入口NOx為450 mg/Nm3（干基，6%O2）。

SCR反應器置在省煤器和空預器之間，采用固定床通道形式，煙氣豎直向下流動，入口和出口段設導流板。每臺鍋爐用2個SCR反應器，反應截面尺寸為15 m×14 m。還原劑制備系統為尿素熱解法制氨系統。

玉環電廠是中國華能國際安裝投運的第一套國產1 000 MW超臨界燃煤機組，其中第一臺機組已于2010年改造完成，完成滿負荷試運行。

2 SNCR法煙氣脫硝

2.1 基本原理

SNCR不需要催化劑，是一種成熟的NOx控制處理技術。當煙氣溫度在870～1 150 ℃之間時，通過向煙氣中噴入還原劑，來達到脫除NOx的目的。還原劑一般采用氨或尿素，反應生成無毒、無污染的氮氣（N2）和水（H2O）。在可供選擇的還原劑中，因尿素具有運輸存儲簡單、安全和貨源易得等優點，所以選擇尿素作還原劑。

2.2 火電廠應用實例

廣州黃埔電廠對2臺300 MW燃煤機組的煙氣脫硝進行改造，5號、6號鍋爐為上海鍋爐廠生產的直流鍋爐。脫硝改造要求是在鍋爐負荷為80%～100%額定負荷情況下，NOx的脫除率不小于35%. 5號、6號鍋爐的SNCR脫硝改造工程自2009-10開始。于2009-12和2010-04，利用鍋爐小修機會完成尿素噴槍爐膛開孔，噴槍采用長、短槍配置，短噴槍沿爐膛四周布置，長槍爐墻兩側布置，全部改造于2010-05完成。2010-06-05完成168 h滿負荷試運行。試運行期間，鍋爐排放煙氣中的NOx的質量濃度由360 mg/m3（標準狀態下）降至約210 mg/m3，脫硝效率為41.6%.

3 結束語

在我國，SCR法脫銷技術被大多數燃煤電廠采用，而SNCR法脫硝技術只被極少數燃煤電廠采用。SNCR與SCR法脫銷的主要區別在SNCR法不需要催化劑。對于選擇性催化還原脫硝技術，選擇催化反應器布置在省煤器和空預器之間。大多數的脫硝裝置采用純氨作為還原劑，少數采用尿素。對于選擇性非催化還原脫硝技術，將尿素作為還原劑噴入爐膛。

參考文獻

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作者簡介：冀佳蓉（1979—），女，山西平遙人，工程師，2003年畢業于太原理工大學熱能工程專業，工學學士，從事火力發電廠設計。

〔編輯：李玨〕

Abstract： Coal-fired power plant catalytic denitration technology， is widely used to reduce NO emissions of developed countries， the method of application is more selective catalytic reduction method and selective catalytic reduction method. In our country， most of the coal-fired power plant adopts pure ammonia as a reducing agent of selective catalyst reducing denitration technology， a handful of using urea as the reducing agent and selective catalytic reduction denitration technology.

Key words： coal-fired power plants； catalytic denitration technology； NO emissions； electricity prices