火力发电厂选择性催化还原（SCR）法脱硝技术

电机组开始启动低氮燃烧技术改造，“十五”期末，力争在运行锅炉上完成排烟脱硝工业示范试验”。20世纪90年代建成的福建后石电厂60万kW火电机组已建成排烟脱硝装置，NOx排放浓度85mg/m3，远低于650mg/m3。由此可见，对火电厂排放NOx实行总量控制已具备法律、排放标准、排污收费、治理技术等方面的条件。“十一五”对火电厂排放NOx实施总量控制将是最佳的时机。相对于火力发电脱硫，烟气脱硝是控制火力发电污染排放的更高要求。由于技术的特殊性，烟气脱硝装置必须与电厂建设同步进行。2005年4月，电力规划设计总院主持召开火电厂烟气脱硝技术及SCR脱硝装置预留方案专题研讨会，对在大容量常规燃煤火电机组的建设中预留烟气脱硝装置的设计方案进行了分析研究。根据GB13223－2003中“第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除NOx装置空间”的要求，结合我国火电厂脱硝技术现阶段的实际情况，2004年1月1日起新建的300MW及以上容量燃煤锅炉，须暂按SCR预留脱硝装置空间。重点对SCR反应器布置场地预留、催化剂层数及荷载预留、炉膛瞬态防爆压力的选取、空预器改造条件预留、引风机改造条件预留、电除尘器设计选型要求、还原剂储存、制备场地的预留等技术方案进行了充分的论证并形成了初步意见。2005年，哈尔滨锅炉厂有限责任公司与三菱重工业株式会社正式签署了脱硝SCR技术转让协议，成为国内首家引进脱硝技术的企业。此次哈锅SCR脱硝技术转让协议的签署，将为我国燃煤电厂控制NOx排放提供重要的技术支撑。2005年，东方电气集团东方锅炉（集团）股份有限公司正式与恒运集团公司广州恒运电厂签订了2×30万kW火电厂机组烟气脱硝工程项目总承包合同。此举打破了国外厂商对我国脱硝领域的垄断，东方锅炉成为国内首家获得大型火电机组烟气脱硝工程项目的制造商。东方锅炉不仅从鲁奇比肖夫公司引进了SCR技术，还在2004年11月与德国KWH公司合资生产烟气脱硝所需要的催化剂，形成年产4500m3催化剂的生产能力，从而为烟气脱硝实现国产化打下了良好基础。厦门嵩屿电厂二期机组SCR烟气脱硝反应器第一套日前已制作完成。嵩屿电厂二期两台30万kW燃煤机组是国内首家增加了脱硝技术的国产机组。该脱硝设备投入使用后，脱硝效率达60%，NOx排放小于180mg/mN3，大大低于GB13223－2003中小于450mg/mN3的排放标准。目前，北京大唐高井热电厂于2006年开始对锅炉烟气进行脱硝改造，采用SCR技术，脱硝率可达80％。到2007年年底全部改造完成后，高井热电厂将成为北京市惟一进行锅炉烟气脱硝的电厂，锅炉排烟中NOx将低于200mg/mN3。江苏太仓电厂2×600MW超临界发电机组脱硝项目以SCR工艺为基点，运用现代设计技术实施平台化开发，技术起点高、实施手段先进，整体技术性能达到国际先进水平。1SCR法原理及流程SCR技术是还原剂（NH3、尿素）在金属催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，故称为“选择性”。金属催化剂有贵金属和非贵金属两类。主要反应如下：4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O4NH3+2NO2＋O2→6N2+6H2OSCR系统包括催化剂反应室、NH3储运系统、NH3喷射系统及相关的测试控制系统。SCR工艺的核心装置是催化剂反应器，有水平和垂直气流两种布置方式，如图1所示。在燃煤锅炉中，烟气中的含尘量很高，一般采用垂直气流方式。图1催化剂反应器水平和垂直气流布置方式采用催化剂促进NH3和NOx的还原反应时，其反应温度取决于所选用催化剂的种类。当采用钒或铁氧化物类的催化剂时，其反应温度为300～400℃。当采用活性焦炭作为催化剂时，其反应温度为100～150℃。因此，根据所采用的催化剂的不同，催化剂反应器应布置在尾部烟道中相应温度的位置。1.1布置在空气预热器前这是工业应用中常用的一种布置方式，如图2所示，此时烟气中的全部飞灰和SO2均通过催化剂反应器，反应器的工作条件是在未经除尘的烟气中。这种布置方案的烟气温度在300～500℃，适合于多数催化剂的反应温度，因而它应用最为广泛。但是，因催化剂是在未经除尘的烟气中工作，故催化剂的寿命会受下列因素的影响：（1）烟气携带的飞灰中含有Na、K、Ca、Si、As等时，会使催化剂“中毒”或受污染，从而降低催化剂的效能；（2）飞灰对催化剂反应器的磨损；（3）飞灰使催化剂反应器蜂窝状通道堵塞；（4）烟气温度升高，会将催化剂烧结，或使之再结晶而失效；（5）烟气温度降低，NH3会和SO3反应生成（NH4）2SO4，从而会堵塞催化反应器通道和空气预热器；（6）高活性的催化剂会促使烟气中的SO2氧化成SO3，因此这种布置应避免采用高活性的催化剂。为了尽可能延长催化剂的使用寿命，除了应选择合适的催化剂之外，要使反应