中国燃煤电厂SCR技术的应用现状和发展前景

lihua32990227

中国燃煤电厂SCR技术的应用现状和发展前景

李华1
李守信2
邓雅莉3

(1.福建大拇指环保科技集团,福建省福州市,300052;2.华北电力大学,北京,102206;

3.武汉安全环保研究院,湖北武汉,430081)

摘要：本文简要说明了氮氧化物的危害以及中国火电厂NOx的排放现状，重点介绍了SCR脱硝技术及其在中国大型燃煤电厂的应用情况，以及影响SCR脱硝技术的一些关键因素。同时，指出了中国燃煤电厂SCR脱硝技术的发展方向。
关键词：燃煤电厂
SCR技术
现状
发展前景

Application Status and Development Foreground on SCR Technology for Coal-fired Power Plant in China

LiHua YangChunGuang WanYi

Thumb Environment Protection Group

(GongYe Road 611, FuJian High and New Technic foundation guard,FuZhou
300052)

Abstract: This paper introduces the harm and emission of nitrogen dioxide of power plant in China in brief. At the same time, introduces SCR technology and application status for coal-fired power plant in China in detail, and the key factors that influencing the SCR technology. What’s more, points out the development foreground about SCR technology in China.
Key Words：coal-fired power plant ；SCR technology ；application status；development foreground
1．中国燃煤电厂氮氧化物污染现状

氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的氮氧化物主要包括NO、NO2、N2O3、N2O5等，对大气造成环境污染的主要是NO和NO2。它刺激人的呼吸系统，损害动植物，破坏臭氧层，引起酸雨，光化学烟雾和温室效应。我国氮氧化物的排放中有70％来自煤炭的直接燃烧，电力行业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOx排放的主要来源之一。目前，国内火电厂的NOx排放占整个氮氧化物污染的80％。
随着中国电力建设的迅速发展，大气和酸雨污染日益严重。特别是近年来，大城市的NOx污染严重，区域性NOx污染逐渐加剧；同时，酸雨呈现出新的特征：NO3－的相对贡献在增加，由以硫型为主向硫酸和硝酸复合型转变。
十一五期间，国家规划开工的火电1.41亿千瓦，按照现有的NOx控制政策，到2010年，NOx的排放量将达到850万吨。我国NOX的环境容量为1800万吨。加大对燃煤电厂氮氧化物排放的控制，势在必行！
2．氮氧化物的控制方法
2．1概述
降低NOx的排放主要有两种措施：一是控制燃烧过程中的生成，即低NOx燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。

随着中国环保标准的日益严格，低NOx燃烧技术和SNCR技术很难满足现代的环保要求。

选择性催化还原法(Selective Catalytic Reduction，SCR)是指在催化剂的作用下，以NH3作为还原剂，“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O。SCR目前已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术，其主要反应方程式为：
4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O (1)
8NH3+6NO2=7N2+12H2O (2)
或 4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O (2a)

选择适当的催化剂可以使反应(1)及(2)在200-400℃的温度范围内进行，并能有效地抑制副反应的发生。在NH3与NO化学计量比为1的情况下，可以得到高达80-90%的NOx脱除率。

SCR脱硝系统的工艺流程示意图如图1所示。

图1
SCR脱硝系统的工艺流程图

1－卸氨压缩机 2－液氨罐 3－蒸发槽 4－缓冲罐 5－废氨罐

6－SCR 7－废水池 8－稀释风机 9－NH3/空气混合器 10－省煤器 11－锅炉

脱硝系统的工艺装置主要组成部分包括两个装有催化剂的反应器、两个液氨罐及一套氨气注入系统。来自存氨罐的液氨靠自身的压力进入蒸发器中的热水加热蒸发成氨气。从氨气积压器出来的氨气与从稀释风机出来的空气在氨气/空气混合器混合稀释，通过注入系统被注入到烟气中，被稀释的氨气和烟气在SCR前被充分混合均匀后进入两层催化剂，从而完成氮氧化物的脱除。SCR中预留一层催化剂安装平台。

2．2 影响SCR的几个关键因素

􀂄􀂄影响SCR技术几个关键因素是：反应温度、空塔速度、催化剂的类型、结构和表面积以及烟气/氨的混合。

反应温度在一定程度上决定着还原剂(氨) 与烟气中NO x的反应速率, 同时也影响催化剂的活性。一般说来，SCR系统都在催化剂温度窗范围内运行。不同的催化剂，对应着不同的最佳反应温度。

空塔速度是SCR 的一个关键设计参数。它是对标准温度和压力下湿烟气在催化剂容积内滞留时间的度量。空间速度的大小取决于催化剂的结构,决定反应的彻底性。一般SCR脱硝系统的空塔速度在5500 Nm3/h/ m3左右。

不同的催化剂有不同的活性和物理性能, 这就决定了不同的结构和表面积。一般来说, 对于选定的催化剂, 结构越简单, 表面积越大, 越有利于催化剂的布置和反应器内反应物的反应。催化剂活性越高, 氨气与烟气中的NO x 反应越剧烈, 在一定结构反应器中采用的还原剂(氨) 的剂量越少, 即n (N H3 ) / n (NO x ) 比值就越小; 同样, 在相同的n (N H3 ) / n (NO x ) 比值下, 采用活化性高的催化剂有利于小尺寸反应器的运行。总的来说, 在n (N H3 ) / n (NO x ) 比值、反应器尺寸一定的条件下, 催化剂活性越大, 降低NO x 生成量的可能性就越大。

当前流行的成熟催化剂有蜂窝式、波纹状和平板式等（如图2所示）。平板式催化剂一般是以不锈钢金属网格为基材负载上含有活性成份的载体压制而成；蜂窝式催化剂一般是把载体和活性成份混合物整体挤压成型；波纹状催化剂外形如起伏的波纹，压制形成小孔。各种催化剂活性成分均为WO3和V2O5。

平板式
波纹状
蜂窝式

图2 不同型式的催化剂

烟气中的飞灰含有Na,K,Ca,Si,As，会使催化剂中毒或污染，同时飞灰对催化剂反应器有磨损，堵塞催化剂的蜂窝。

2．2 SCR的布置形式

通常，SCR在系统中有二种布置形式，即高灰段布置(SCR布置在空预器前)和低灰段布置 (SCR布置在FGD后)。

􀂄􀂄 高灰段布置（高温高尘）是目前应用最为广泛的一种，其优点是催化反应器处于300-400℃的温度范围内，有利于反应的进行，然而由于催化剂处于高尘烟气中，条件恶劣，磨刷严重，寿命将会受到影响。同时，烟气中的飞灰和氧化硫,使催化剂活性降低,影响脱除效率， NH3的逃逸会影响后面的设备。中国的脱硝系统几乎都是采用高灰段布置。

􀂄􀂄低灰段布置（低温低尘）是指SCR反应器布置在FGD后，该布置方式可防止烟气中飞灰对催化剂的污染和对反应器的磨损与堵塞，催化剂使用时间长。主要缺点是烟气温度太低,烟气需要加热,造成额外费用。低温的SCR技术成为目前的一个热点研究领域。

2．3 SCR在中国燃煤电厂的应用现状

SCR脱硝技术具有高的脱硝率，NH3的逃逸率低，运行稳定，维护方便，已成为目前国内外电站脱硝比较成熟的主流技术。中国大型火电机组几乎都采用SCR脱硝技术。

我国电力系统目前最大最早的烟气脱硝装置—福建后石电厂600MW机组配套烟气脱硝系统采用的就是PM型低NOx燃烧器加分级燃烧结合SCR装置的工艺。广东国华台山电厂5＃600MW机组，浙江大唐乌沙山发电厂一期4＃600MW机组等一系列的燃煤电厂都采用的是SCR脱硝系统。脱硝系统投运后，效率都可以稳定在85％以上。浙江国华宁海电厂二期扩建工程2×1000MW脱硝正在进行招标，建成后将成为我国最大脱硝系统。

目前，环评已批、待批项目脱硝机组总规模约为3500万千瓦，大部分集中在沿江火电密集地区。

目前，中国燃煤锅炉NOx排放标准与欧美要求之间的差距并不大，但目前NOx排放收费标准远低于美国。可以预见，中国NOx排放与收费控制将日趋严厉。“严峻的污染形势”＋“法律法规、产业政策、技术政策”将形成了一个庞大的脱硝市场。而SCR作为一种高效脱硝方法，必将得到更为广泛的应用。
3．总结及展望
　　(1)选择性催化还原（SCR）脱硝系统运行稳定，安全可靠，氮氧化物的脱除效率可达85％以上，并能维持NH3的逃逸率低于2ppm，是目前最为成熟的脱硝技术。
　　(2)当前，中国燃煤电厂SCR脱硝系统的整体造价较高，主要原因在于催化剂完全依赖进口。这就要求我们尽快实现脱硝催化剂的国产化，以降低成本。
　　(3)单纯依靠SCR系统进行脱硝，不仅要耗用较多的催化剂，且催化剂的再生较麻烦。我们应该在SCR脱硝系统的基础上，联合使用炉内脱硝技术。从而可以减少催化剂的用量，降低运行、维护费用，同时，使整个脱硝系统运行更为稳定可靠。
(4) NH3的逃逸会对后续设备造成很大的影响。因此，我们要尽可能的实现NH3的零逃逸。能同时还原NOx氧化NH3的催化剂是今后催化剂的一个发展方向。
（5）与安装在空气预热器之前的SCR反应器相比，脱硫装置后SCR反应器缺点是需要对烟气加热，系统能耗高且有较大的压力损失。优点是可以独立于锅炉安装，不必改造锅炉空气预热器、风道、锅炉结构，可不影响锅炉的运行及出力；经过脱硫后的烟气已去除大部分损坏催化剂的物质，催化剂的使用时间相对较长，氨逸出也不会影响飞灰和脱硫产品的质量，有利于系统安全运行。但烟气温度较低，需要对烟气加热，能耗较大。低温脱硝技术是今后脱硝技术的一个发展方向。
　　(6)目前，中国大型火电机组的脱硝和脱硫系统几乎均是独立设置，成本和运行维护工作量大。联合脱硫脱硝技术是今后一段时间内火电机组的发展方向。

　  

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