高溫低塵SCR脫硝的應用現狀及前景

左鵬

（福建龍凈環保股份有限公司，福建 龍巖 364000）

引言

我國目前國內的燃煤火力發電機組正在開展超低排放改造，東部地區已基本完成改造，中西部地區正在進行。超低排放改造要求燃煤火力發電機組大氣污染物中NOx排放濃度在標準狀態下不高于50mg/m3。這一政策將使我國的大氣污染物NOx排放量大幅減少，空氣質量得到顯著改善，但同時對煙氣脫硝技術也提出了更高的要求。本文對高溫低塵SCR脫硝裝置在國內外燃煤電廠、工業窯爐及燃氣機組等的應用現狀進行了概述，并對高溫低塵脫硝在火電廠的應用前景進行了展望。

1 SCR脫硝簡介

選擇性催化還原脫硝（Selective Catalytic Reduction，SCR）是目前國際上應用最為廣泛的煙氣脫硝技術。該工藝主要采用氨（NH3）作為還原劑，將NOx（NO、NO2）選擇性地還原為N2，具有無副產物、脫除效率高、運行可靠及便于維護等優點。反應方程式如下。

根據催化劑的反應活性溫度不同，可分為高溫SCR脫硝和低溫SCR脫硝。低溫SCR脫硝的反應溫度一般在250℃以下。由于低溫催化劑反應活性低，價格昂貴，目前尚未開展大規模工業化應用。高溫SCR脫硝的反應溫度一般在300℃以上，釩鈦系催化劑由于具有較高的反應活性、相對適中的價格及對煙氣成分的寬廣適應性，在煤電行業煙氣脫硝中得到廣泛的應用[1、2]。隨著環保排放指標的嚴格，水泥、玻璃、化工等行業的煙氣脫硝也有采用釩鈦系催化劑的SCR工藝[3]。

目前，我國火電機組的高溫SCR煙氣脫硝裝置均布置在省煤器與空預器之間，位于電除塵器的上游，屬于高溫高塵布置（見圖1）。肖雨亭等研究表明，飛灰顆粒對SCR脫硝催化劑的磨損是導致催化劑使用壽命降低的主要因素之一[4]，傳統高溫高塵布置的SCR裝置處理的煙氣中夾帶有大量粉塵，對催化劑的磨損嚴重，活性成分流失較快，且粉塵中含有堿金屬（Na、K等）、堿土金屬元素（Ca、Mg等）、磷和砷等物質，將會引起催化劑化學中毒，導致其失活[5]。SCR工作在高溫高塵環境下，加速了脫硝催化劑壽命的衰減，在燃煤電廠一般約3年即需要更換催化劑。

圖1 SCR脫硝裝置高溫高塵布置

美國、日本、德國有些火電機組的SCR采用高溫低塵（粉塵濃度＜100mg/m3）布置（見圖2），即將電除塵器放在省煤器的下游，SCR裝置布置在高溫電除塵器和空預器之間。運行實踐表明，在煙氣中粉塵被脫除后，幾乎不存在催化劑的機械磨損，催化劑的孔徑可以更小，催化劑及SCR反應器的體積明顯減少，且對催化劑化學活性的有害物質濃度大大降低，催化劑的壽命也得到延長。燃氣輪機由于煙氣中粉塵含量更低（粉塵濃度＜10mg/m3），其SCR裝置嵌入在尾部余熱鍋爐中，脫硝裝置屬于高溫低塵布置（見圖3）。

圖2 SCR脫硝裝置高溫低塵布置

圖3 SCR脫硝裝置在燃氣輪機組中的布置

2 燃煤電廠高溫低塵SCR脫硝

我國燃煤火力發電機組的SCR裝置均布置在省煤器與空預器之間，采用高溫高塵布置，目前尚未見采用高溫低塵布置的公開報道。

日本是世界上火電技術和火電機組煙氣凈化技術最先進的國家之一，也是國際上最早研究在燃煤電廠高溫低塵區域布置SCR反應器的國家。1973年日本發布NOx排放標準之后，燃煤電廠開始增設SCR裝置，受制于當時催化劑的生產水平，在高溫高塵布置時，由于入口煙氣粉塵濃度高，對催化劑的磨損大。特別對于含高硅高鋁粉塵的煙氣，磨蝕性強，催化劑的使用壽命不長（1年內）；運行中易出現堵塞，煙氣側阻力大，造成機組出力不足。因此，一些電廠嘗試采用高溫靜電除塵器，先進行收塵后脫硝，使SCR催化劑在較潔凈的煙氣環境下工作。運行結果表明，高溫低塵脫硝降低了催化劑的磨損，延長了催化劑的使用壽命，降低了煙氣側運行阻力，保障了機組長期穩定運行。

Tomato-Atsuma電廠#1機組（350MW）建于1980年，是日本最先采用高溫電除塵器配套SCR脫硝裝置的機組，反應器安裝了兩層鈦基板式催化劑，催化劑層未安裝吹灰器。高溫電除塵器將煙塵濃度從23g/m3降低至45mg/m3，脫硝引風機抽取約25%的低塵煙氣進入SCR反應器脫硝后，再將凈煙氣混入未脫硝的煙氣中。在2年的運行過程中，沒有發現催化劑及空預器的堵塞，脫硝效率也未下降。催化劑的設計壽命為1年，然而實際運行2年后仍有80%以上的脫硝效率，大大超出當時的預期。該電廠SCR脫硝裝置設計及實際運行參數見表1。

表1 Tomato-Atsuma #1機組SCR設計及運行參數

在高溫除塵器配套SCR脫硝裝置成功應用的基礎上，日本在600MW及以上的機組也采用了高溫低塵脫硝工藝，如松浦火電廠和竹原火電廠。

松浦火電廠位于日本九州西北部長崎縣，總裝機容量為2×1000MW，同步安裝了高溫靜電除塵器和SCR煙氣脫硝[6]。高溫靜電除塵器設計出口粉塵排放濃度＜70mg/m3，實際運行值均在10mg/m3內，為SCR的運行提供了極佳的條件。同時松浦電廠的兩臺機組均采用低氮燃燒技術，有效減少了進入脫硝系統的NOx濃度。SCR催化劑采用板式催化劑，還原劑氨在高溫電除塵器與SCR裝置之間的煙道注入。SCR裝置進口NOx含量200ppm（最大250ppm），出口NOx含量＜50ppm，滿足當時的排放要求。

日本竹原火電廠#3機組容量為700MW，SCR裝置同樣采用高溫低塵布置，采用板式催化劑，入口NOx濃度為500mg/m3，出口NOx的排放濃度＜96mg/m3，氨的逃逸量＜2ppm，催化劑的使用壽命＞3年，而最初估計催化劑使用期不會超過1年。

在美國，燃煤電廠采用高溫低塵脫硝布置的機組占有相當比例，其關鍵設備高溫電除塵器進入歷史的舞臺情況與日本不盡相同[7]。日本燃煤電廠采用高溫電除塵器主要以延長SCR催化劑壽命為主，而美國燃煤電廠高溫電除塵器初始是以提高收塵效率為主。在20世紀70年代，美國提高了燃煤機組煙氣中SO2排放指標，部分電廠為降低運行費用，通過改燒低硫煤而不上煙氣脫硫裝置（FGD）來實現達標排放。由于低硫煤粉塵比電阻較高，采用常規低溫（＜200℃）靜電除塵器粉塵排放濃度達不到要求。研究表明，提高煙氣溫度可以大大降低粉塵的比電阻，提高收塵效率。因此，當時很多新建電廠將靜電除塵器前移，布置在省煤器與空預器之間。隨著美國對NOx的排放指標進一步嚴格，需要加裝SCR煙氣脫硝裝置，這些電廠就將SCR脫硝裝置布置在高溫靜電除塵器與空預器之間。

位于美國北卡羅萊納州的Roxboro電廠共計4臺機組，總裝機容量為2500MW，陸續建于1966～1980年。機組建設時均沒有安裝SCR裝置，Foster Wheeler在2001年先對#4機組（容量700MW）進行脫硝改造，SCR裝置布置在高溫靜電除塵器與空預器之間，SCR采用高溫低塵布置[8]。2003年，Foster Wheeler完成對#3機組（容量745MW）SCR脫硝改造，布置在省煤器與空預器之間，除塵器位于空預器之后，SCR采用高溫高塵布置。兩臺機組均設置了兩個SCR反應器，煙氣自上向下垂直流經反應器，在SCR反應器的前端煙道內布置噴氨格柵。催化劑均采用“2+1”布置，初裝兩層，預留一層；其中#4機組采用板式催化劑，#3機組采用蜂窩催化劑。

Roxboro電廠#4機組SCR的設計參數見表2[8、9]。進入SCR裝置的粉塵濃度設計值在50～100mg/m3，粉塵的平均粒徑在5～7μm，考慮到細微粉塵的黏附性，催化劑設置了聲波吹灰器。運行結果表明，脫硝效率大于79%，滿足設計要求，投運初期氨逃逸分別為0.4ppm（滿負荷工況）和0.1ppm（18%負荷工況），SO2/SO3的轉化率在兩個反應器分別為0.62%和0.84%，運行阻力在0.8～1 in.WC（＜249Pa），且催化劑無積灰現象（見圖4）。

Roxboro電廠#3機組自投運后，由于流場嚴重不均勻，在省煤器出口裝設的防止大顆粒粉塵進入SCR反應器的鋼絲網也很快被磨穿，催化劑表面積灰量大，磨損嚴重（見圖5），導致SCR阻力高，脫硝效率下降，氨逃逸量增加。2009年，委托Airflow Sciences Corporation進行流場試驗，通過進一步改造，優化了流場，積灰現象有所減緩，但未能完全消除（見圖6）。由此可看出，低塵脫硝的運行穩定性優于高塵脫硝。

表2 Roxboro電廠#4機組SCR設計參數

圖4 #4機組SCR運行情況

圖5 #3機組改造前SCR積灰情況

圖6 #3機組改造后SCR積灰情況

3 玻璃窯爐高溫低塵脫硝

玻璃熔爐火焰溫度高達1650℃～2000℃，煙氣中的NOx以熱力型為主。以天然氣為燃料的窯爐排放NOx含量通常在1800～2600mg/m3，要滿足《平板玻璃工業污染物排放標準》（GB 26453—2011》[10]中NOx＜700mg/m3的指標，需要加裝SCR脫硝裝置。

玻璃窯爐煙氣的含塵量較低（＜0.3g/m3），然而配方中的重堿用量較大，煙塵含有較多的堿金屬氧化物（見表3），且粉塵的粒徑很細（見表4），對催化劑的毒害較大，因此，必須先高溫除塵再進行SCR脫硝[11]。

表3 浮法煙塵灰成分質量百分比[13]

表4 浮法粉塵粒徑[13]

賈世昌等報道了SCR煙氣脫硝在某玻璃公司天然氣浮法玻璃窯爐上的應用[11]。該廠兩條平板玻璃生產線（能力為600t/d和900t/d）的玻璃窯爐采用高溫電除塵器和SCR脫硝裝置。前端高溫電除塵器將粉塵濃度從180mg/m3降低到50mg/m3以內，SCR脫硝裝置處理煙氣量分別為97 500m3/h和125 000m3/h，入口NOx濃度2200mg/m3，投運后NOx排放指標滿足設計要求（＜700mg/m3）。

4 燃氣機組高溫無塵脫硝

燃氣輪機產生的NOx主要由空氣中的氮在高溫氣氛下氧化生成，屬于熱力型NOx，不同于以燃料型為主的燃煤機組生成的NOx。熱力型NOx在溫度低于1650℃時的生成量很小，因此，燃氣-蒸汽聯合循環機組最普遍的控制NOx排放方法是低NOx燃燒器。隨著環保指標的提高，如北京市的地方標準《固定式燃氣輪機大氣污染物排放標準》（DB 11/847—2011）規定：NOx的最高允許排放濃度為30mg/m3，燃氣-蒸汽聯合循環機組加SCR脫硝成為強制性的要求。

對于燃氣-蒸汽聯合循環機組而言，SCR反應器布置在與催化劑運行溫度相匹配的尾部水平煙道內。燃氣機組煙氣的飛灰含量低，且尾部煙道變向少，煙氣流場均勻，因此其脫硝效率要高于燃煤機組。對于燃氣機組的催化劑來說，不需要考慮積灰和磨損問題，通常采用節距和壁厚更小的蜂窩式催化劑?？讖皆酱蟮拇呋瘎┍缺砻娣e越小，需要的體積量更多，但運行壓降低；孔徑越小比表面積越大，需要的體積量小，但運行阻力較大。在燃氣項目中，煙氣中不含SO2和SO3成分，不需考慮NH4HSO4（ABS）沉積的問題，因此其允許的運行溫度可低至200℃[12]。

北京西北熱電中心京能燃氣熱電工程由3臺SGT5-4000F（4+）燃機組成，為1套“二拖一”和1套“一拖一”燃氣-蒸汽聯合循環供熱機組，燃料為天然氣，2014年下半年投運。SCR入口煙氣成分見表5，催化劑層數采取“1＋1”模式布置，初裝1層預留1層，采用托普索有限公司的DNX-GT蜂窩式催化劑，NOx脫除效率不低于85%。SCR脫硝催化劑布置在余熱鍋爐的水平煙道上，煙氣水平流動，催化劑水平布置，未設置清灰器。單臺機組催化劑體積為50.16m3，催化劑的化學壽命及機械壽命分別大于3萬h和5萬h。

表5 SCR入口煙氣參數

5 高溫低塵脫硝及展望

高溫低塵脫硝工藝在燃煤電廠的研發和應用都有較長的歷史，但在燃煤電廠的煙氣凈化工藝中并未成為主流，主要原因：1）高溫電除塵器的除塵性能受煤質或灰分性質影響較大，排放不穩定。由于燃煤電廠的煙氣量較大，高溫除塵工藝大都選用高溫靜電除塵器，靜電除塵器的效率受制于粉塵的比電阻，與燃煤煤質關系很大，煤種波動時，高溫靜電除塵器出口的排放會隨之波動。2）高溫電除塵器的投資較高。高溫靜電除塵器處理的工況煙氣量較常規除塵器的工況煙氣量大很多，如對于處理相同標況煙氣量的除塵器，350℃的工況煙氣量是150℃的1.47倍，意味著在同樣的煙氣流速下，高溫電除塵器的占地面積和鋼材耗量要遠大于常規電除塵器，且高溫下除塵器的材質要求也相對提高，因此其投資較常規的電除塵器高。3）SCR脫硝催化劑技術的進步，催化劑的性能有了大幅度改善，其壽命得到延長，燃煤電廠一般約3年更換一次。

綜合高溫低（無）塵脫硝在燃煤電廠、燃氣輪機及玻璃熔窯的應用，充分表明高溫低（無）塵脫硝對于延長催化劑的使用壽命、減少催化劑及反應器的體積、降低煙氣系統的阻力都有積極的意義。特別隨著目前國內火電行業超潔凈改造的進行，污染物的排放指標趨于嚴格，NOx、粉塵的排放限值分別為50mg/m3和10mg/m3，現有的先脫硝后除塵工藝暴露出諸多弊端。

針對NOx的超低改造，國內大都是通過增加備用層催化劑來實現超低排放，這種改造工藝帶來了諸多不利影響：1）增加備用層催化劑后，煙氣側運行阻力增加，引風機的電流值上升，導致企業用電率提高；2）備用層催化劑投運后，增加了SO2/SO3的轉化率，特別在燃用高硫煤的機組，生成了大量ABS，導致下游空氣預熱器及除塵器ABS堵塞問題嚴重，降低了機組的出力，嚴重時甚至不得不定期停機沖洗，造成重大的經濟損失；3）由于國內電廠的煤質來源復雜，催化劑的運行條件，特別是入口煙氣粉塵濃度較設計值有較大偏差，導致催化劑的壽命遠低于預期；4）使國內廢棄催化劑的數量大大增加，增加了電廠危險廢物的處置費用。

6 結語

開發新型高效穩定的高溫除塵設備置于SCR脫硝的上游，達到粉塵和NOx的超低排放，將為國內燃煤機組的超低排放改造提供一種新的選擇。以電袋復合除塵器為核心的高溫低塵脫硝工藝，在省煤器與空預器之間布置高溫超凈電袋復合除塵器和SCR反應器，使進入SCR反應器煙氣的粉塵濃度降低到10mg/m3以內，使催化劑工作于無塵環境中，從而延長催化劑的壽命，避免空預器的堵塞。超凈電袋復合除塵技術與靜電除塵器相比，具有粉塵排放濃度低，排放性能穩定，不受入爐煤種的波動影響，在國內300MW、600MW、1000MW等級的機組上均有廣泛的應用。解決了困擾高溫電袋復合除塵器發展的關鍵性問題（如高溫濾料的選擇、氣流的分布等），并在中試中取得良好的排放效果。高溫電袋復合除塵技術為高溫低塵脫硝的發展提供了堅實的基礎，為燃煤電廠超低排放提供了一種更加高效、穩定的技術路線。