脫硝工藝介紹
1 脫硝工藝
目前成熟的燃煤電廠氮氧化物控制技術主要包括燃燒中脫硝技術和煙氣脫硝技術，其中燃燒中脫硝技術是指低氮燃燒技術（LNB），煙氣脫硝技術包括SCR、SNCR和SNCR/SCR聯用技術等。
1.1 煙氣脫硝工藝應用
目前進入工業應用的成熟的燃煤電廠煙氣脫硝技術主要包括SCR、SNCR和SNCR/SCR聯用技術。
SNCR脫硝技術是指在鍋爐爐膛出口900~1100℃的溫度範圍內噴入還原劑（如氨氣）將其中的NOx選擇性還原成N2和H2O。SNCR工藝對溫度要求十分嚴格，對機組負荷變化適應性差，對煤質多變、機組負荷變動頻繁的電廠，其應用受到限制。大型機組脫硝效率一般只有25~45%，SNCR脫硝技術一般只適用於老機組改造且對NOx排放要求不高的區域。
SCR煙氣脫硝技術是指在300~420℃的煙氣溫度範圍內噴入氨氣作為還原劑，在催化劑的作用下與煙氣中的NOx發生選擇性催化反應生成N2和H2O。SCR煙氣脫硝技術具有脫硝效率高，成熟可靠，應用廣泛，經濟合理，適應性強，特別適合於煤質多變、機組負荷變動頻繁以及對空氣品質要求較敏感的區域的燃煤機組上使用。SCR脫硝效率一般可達80～90%，可將NOx排放濃度降至100mg/m3（標態，幹基，6%O2）以下。
SNCR/SCR聯用技術是指在煙氣流程中分別安裝SNCR和SCR裝置。在SNCR區段噴入液氨等作為還原劑，在SNCR裝置中將NOx部分脫除；在SCR區段利用SNCR工藝逃逸的氨氣在SCR催化劑的作用下將煙氣中的NOx還原成N2和H2O。SNCR/SCR聯用工藝系統複雜，而且脫硝效率一般只有50~70%。
三種煙氣脫硝技術的綜合比較見表1。
表1 煙氣脫硝技術比較
2SCR工藝
2.1 SCR技術簡介
選擇性催化還原法（SCR）的基本原理是利用氨（NH3）對NOx的還原功能，使用氨氣（NH3）作為還原劑，將體積濃度小於5％的氨氣通過氨氣噴射格柵（AIG）噴入溫度為300~420℃的煙氣中，與煙氣中的NOx混合後，擴散到催化劑表面，在催化劑作用下，氨氣（NH3）將煙氣中的NO和NO2還原成無公害的氮氣（N2）和水（H2O）（圖3-6）。這裡「選擇性」是指氨有選擇的與煙氣中的NOx進行還原反應，而不與煙氣中大量的O2作用。整個反應的控制環節是煙氣在催化劑表面層流區和催化劑微孔內的擴散。
SCR反應化學方程式如下：
4NO + 4NH3+ O2 4N2+ 6H2O（3-1）
2NO2+ 4NH3+ O2 3N2+ 6H2O（3-2）
在燃煤煙氣的NOx中，NO約佔95%，NO2約佔5%，所以化學反應式（3-1）為主要反應，實際氨氮比接近1:1。
SCR技術通常採用V2O5/TiO2基催化劑來促進脫硝還原反應。脫硝催化劑使用高比表面積專用銳鈦型TiO2作為載體，（釩）V2O5作為主要活性成分，為了提高脫硝催化劑的熱穩定性、機械強度和抗中毒性能，往往還在其中添加適量的WO3、（鉬）MoO3、玻璃纖維等作為助添加劑。
催化劑活性成分V2O5在催化還原NOx 的同時，還會催化氧化煙氣中SO2轉化成SO3（反應3-3）。在空預器換熱元件140~220℃低溫段區域，SO3與逃逸的NH3反應生成高粘性NH4HSO4（反應3-4），粘結與粘附煙氣中的飛灰顆粒惡化空預器元件堵塞與腐蝕。為此，除嚴格控制氨逃逸濃度小於3ppm外，應儘可能減少V2O5含量，並添加WO3或MoO3，控制催化劑活性，抑制SO2/SO3轉化，通常要求煙氣經過催化劑後的SO2/SO3轉化率低於1.0%。
2SO2+ O2 2SO3（3-3）
SO3+NH3+H2ONH4HSO4（3-4）
SCR技術是當前世界上主流的煙氣脫硝工藝，自上世紀70年代在日本燃煤電廠開始正式商業應用以來，目前在全世界範圍內得到廣泛的應用。作為一種成熟的深度煙氣NOx後處理技術，無論是新建機組還是在役機組改造，絕大部分煤粉鍋爐都可以安裝SCR裝置。其具有如下特點：
脫硝效率可以高達95%，NOx排放濃度可以控制到50mg/m3（標態，幹基，6%O2）以下，是其他任何一項脫硝技術都無法單獨達到的；
催化劑在與煙氣接觸過程中，受到氣態化學物質毒害、飛灰堵塞與磨損等因素的影響，其活性逐漸降低，通常3~4年增加或更換一層催化劑。對於廢棄催化劑，由於富集了大量痕量重金屬元素，需要謹慎處理；
會增加鍋爐煙道系統阻力900~1200Pa；
系統運行會增加空預器入口煙氣中SO3濃度，並殘留部分未反應的逃逸氨氣，兩者在空預器低溫換熱面上易發生反應形成NH4HSO4，進而惡化空預器冷端的堵塞和腐蝕，因此需要對空預器採取抗NH4HSO4堵塞的措施。
2.2 SCR技術分類
煙氣脫硝SCR工藝根據反應器在煙氣系統中的位置主要分為三種類型（圖3）：高灰型、低灰型和尾部型等。
高灰型SCR工藝：脫硝催化劑布置在省煤器和空預器之間，煙氣中粉塵濃度和SO2含量高，工作環境相對惡劣，催化劑活性下降較快，需選用低SO2氧化活性、大節距、大體積催化劑，但煙氣溫度合適（300~400℃），經濟性最高，是目前燃煤電廠煙氣脫硝的主流布置形式。
低灰型SCR工藝：脫硝催化劑位於除塵器和脫硫設施之間，煙氣中粉塵濃度低，但SO2含量高，可選用低SO2氧化活性、小節距、中體積催化劑，但為了滿足催化劑反應活性溫度要求，需相應配置高溫除塵系統，目前此項工藝僅在日本有所應用。
尾部型SCR工藝：脫硝催化劑位於脫硫設施後，煙氣中粉塵濃度和SO2含量都很低，可選用低SO2氧化活性、小節距、小體積催化劑，但由於煙氣溫度低於80℃，與低灰布置形式類似，需要採用GGH煙氣換熱或外部熱源加熱方式將煙氣溫度升至催化劑活性反應溫度，系統複雜，同樣只適用於煙氣成分複雜或者空間布置受到限制特定情況，此種布置形式在垃圾焚燒廠中有較多應用。
2.3 還原劑選擇
還原劑的選擇是影響SCR脫硝效率的主要因素之一，應具有效率高、價格低廉、安全可靠、存儲方便、運行穩定、佔地面積小等特點。目前，常用的還原劑有液氨、尿素和氨水三種。結合本期工程的特點、國家規範和當地環保部門要求，對脫硝劑的選擇進行分析如下。
液氨法（圖4）：液氨由專用密閉液氨槽車運送到液氨儲罐，液氨儲罐輸出的液氨在液氨蒸發器蒸發成氨氣，並將氨氣加熱至常溫後，送到氨氣緩衝罐備用。緩衝罐的氨氣經調壓閥減壓後，送入各機組的氨氣/空氣混合器中，與來自風機的空氣充分混合後，通過噴氨格柵（AIG）噴人煙氣中，與煙氣混合後進入SCR催化反應器。液氨法在國內的運行業績較多。
氨水法（圖5）：通常是用25％的氨水溶液，將其置於存儲罐中，然後通過加熱裝置使其蒸發，形成氨氣和水蒸汽。可以採用接觸式蒸發器法或採用噴淋式蒸發器法。氨水法對儲存空間的需求較大，且運行中氨水蒸發需要消耗大量的能量，運行費用較高，國內業績非常少。
尿素法：分為水解技術與熱解技術。其中水解技術包括AOD法（由SiiRTEC NiGi公司提供），U2A法（由Wahlco公司和Hammon公司提供，圖6）和NOxOUT Ultra熱解技術（Fuel tech公司提供，圖7）。目前在國內只有國電青山電廠採用了尿素水解技術，該脫硝機組已於2011年8月27日通過168h試運，但其技術經濟性與穩定性還有待驗證。熱解技術在國內有部分運行業績，如華能北京熱電廠（4×830t/h鍋爐）、京能石景山熱電廠（4×670t/h鍋爐）、華能玉環電廠（4×1000MW機組）等。相對液氨法尿素法制氨初投資及運行費用均較高。
三種還原劑的性能比較見表2：
使用氨水作為脫硝還原劑，對存儲、卸車、製備區域以及採購、運輸路線國家沒有嚴格規定，但運輸量大，運輸費用高，制氨區佔地面積大，而且在制氨過程中需要將大量的水分蒸發，消耗大量的熱能，運行成本高昂。
由於液氨來源廣泛、價格便宜、投資及運行費用均較其他兩種物料節省，因而目前國內SCR裝置大多都採用液氨作為SCR脫硝還原劑；但同時液氨屬於危險品，對於存儲、卸車、製備、採購及運輸路線國家均有較為嚴格的規定。液氨可作為本項目的首選方案，但需要經過安全與環評論證確定。
表2 還原劑性能比較（以2×300MW脫硝機組為例）
尿素制氨工藝安全成熟可靠，佔地面積小，而且國家目前對尿素作為脫硝還原劑在存儲、卸車、製備、採購及運輸路線方面尚無要求，但由於尿素需要使用專用設備熱解或水解製備氨氣，設備投資成本高，而且尿素價格高，制氨過程中需要消耗大量的熱量，運行成本高，所以在國內僅有少量的城市電廠因安全和佔地等因素不得已使用尿素作為脫硝劑。雖然尿素制氨有水解和熱解兩種工藝，但由於水解法存在啟動時間長、跟蹤機組負荷變化的速度較慢、腐蝕嚴重等問題，國內使用尿素作為脫硝劑幾乎全部採用尿素熱解工藝作為制氨工藝。
3 催化劑系統
3.1 催化劑系統選型
催化劑是整個SCR系統的核心和關鍵，催化劑的設計和選擇是由煙氣條件、組分及性能目標來確定的，設計的基本要求包括：
催化劑設計應充分考慮鍋爐飛灰的特性合理選擇孔徑大小並設計有防堵灰措施，確保催化劑不堵灰。
催化劑模塊設計應能有效防止煙氣短路的密封系統，密封裝置的壽命不低於催化劑的壽命。
催化劑應採用模塊化設計，減少更換催化劑的時間。
催化劑能滿足煙氣溫度不高於420℃的情況下長期運行，同時催化劑應能承受運行溫度450℃不少於5h的考驗，而不產生任何損壞。
目前進入商業應用的SCR脫硝催化劑的礦物組成比較接近，都是以（鈦）TiO2（含量約80~90%）作為載體，以V2O5（含量約1~2%）作為活性材料，以WO3或MoO3（含量約佔3~7%）作為輔助活性材料，具有相同的化學特性。但外觀形狀的不同導致其物理特性存在較大差異，主要可分為蜂窩式、平板式與波紋式三種形態（圖8）。
蜂窩式催化劑：採取整體擠壓成型，適用於燃煤鍋爐的催化劑節距範圍為6.9~9.2mm，比表面積約410~539m2/m3，單位體積的催化劑活性高，相同脫硝效率下所用催化劑的體積較小，一般適合於灰含量低於30g/m3的工作環境（可用極限範圍為50g/m3以內）。為增強催化劑迎風端的抗衝蝕磨損能力，通常上端部約10~20mm長度採取硬化措施。
平板式催化劑：以不鏽鋼金屬篩板網為骨架，採取雙側擠壓的方式將活性材料與金屬板結合成型。其結構形狀與空預器的受熱面相似，節距6.0~7.0mm，開孔率達到80~90%，防灰堵能力較強，適合於灰含量高的工作環境。但因其比表面積小（280~350m2/m3），要達到相同的脫硝效率，需要體積數較大。此外採用板式催化劑設計的SCR 反應器裝置，相對荷載大（體積大）。全世界目前只有兩家平板式催化劑製造商，分別是德國莊信萬豐雅佶隆（JM ARGILLON）和日本日立（BHK）兩家公司。
波紋式催化劑：由丹麥託普索（Topsoe）和日立造船（Hitachi Zosen）生產。它以玻璃纖維作為骨架，孔徑相對較小，單位體積的比表面積最高。此外，由於壁厚相對較小，單位體積的催化劑重量低於蜂窩式與平板式。在脫硝效率相同的情況下，波紋式催化劑的所需體積最小，且由於比重較小，SCR 反應器體積與支撐荷載普遍較小。由於孔徑較小，一般適用於低灰含量的煙氣環境。
目前商用的電廠脫硝催化劑類型只有平板式催化劑、蜂窩式催化劑和波紋板式催化劑三種類型，其中波紋板式催化劑由於開發時間較晚，再加上自身結構和製備工藝的局限性，一般只能用於粉塵含量較低的場合（不大於10g/m3），其在全球電廠的市場佔有率不到10%。絕大多數電廠均採用平板式和蜂窩式催化劑，兩者佔市場份額的90%以上，是市場的主流。目前平板式催化劑與蜂窩式催化劑在燃煤電廠脫硝中份額相當，板式催化劑在抗灰堵和安全性方面獨具優勢，從安全性角度會優先選擇板式催化劑，但蜂窩式催化劑比表面積大，體積需求量小，從經濟性上會優先選擇蜂窩式催化劑。一般在燃煤電廠煙氣脫硝中不推薦波紋板式催化劑，可根據煙氣條件、技術經濟性綜合性比較，選用蜂窩式或平板式催化劑催化劑。兩種催化劑的技術經濟比較見表3。
此外，雖然蜂窩式和平板式催化劑的加工工藝不同（圖10），但其化學特性接近，都能夠滿足不同脫硝效率要求，並有大量的應用業績。為了加強不同類型催化劑的互換性及裝卸的靈活性，均將催化劑單體組裝成標準化模塊尺寸（每個模塊截面約1.91m×0.97m）。蜂窩式催化劑為了提高飛灰的抗衝蝕能力，通常將約20mm高度的迎風端採取硬化措施。
表3 蜂窩式催化劑和平板式催化劑的比較
圖10 蜂窩式與平板式催化劑的製造工藝流程比較
3.2 催化劑系統設計與選型
在SCR布置工藝確定時，催化劑的設計和選型主要受到煙塵濃度、溫度以及SO2濃度的影響：
工程經驗表明，當煙塵濃度大於40g/m3（標態，幹基，6%O2）時，選用的蜂窩式催化劑孔數應不大於18孔，節距不小於8.2mm，壁厚不小於0.8mm，選用平板式催化劑板間距不小於6.7mm，板厚不小於0.7mm。鑑於本項目當前實際煙氣粉塵濃度已達到55g/m3左右，且粉塵磨損性較為嚴重，蜂窩式和平板式催化劑雖然均可以採用，但如選用平板式催化劑，應為間距不小於6.7mm，板厚不小於0.7mm；如選用蜂窩式催化劑，應為節距不小於8.2mm的18孔催化劑，且應為頂端硬化類型，硬化長度在20mm以上。
催化劑中的活性成分V2O5含量通常小於1.5%，在這個範圍內，V2O5含量越大活性越高，但最佳運行溫度相差較大。對於活性成分含量較高的催化劑，在300~350℃易發揮其最佳活性；對於活性成分含量適中的催化劑，其最佳使用溫度為350~400℃；對於活性成分含量較低的催化劑，其最佳使用溫度為375~425℃。對於不同配方的催化劑，在其最佳的使用溫度範圍之外，活性均降低。對於平均溫度較高的工程，尤其超過420℃以上的運行環境，需要增加催化劑中的WO3含量來提高催化劑的抗燒結能力，延緩催化劑因局部超高溫（如大於450℃）燒結所引起的活性惰化。根據摸底測試試驗結果（省煤器出口煙溫最高達到405℃），本項目應選用活性成分含量較低的催化劑，並適當提高WO3含量。
受煙氣及飛灰的影響，催化劑活性隨運行時間逐漸降低：運行初期，惰化速率最快；超過2000h後，惰化速率趨緩。為了充分發揮每層催化劑的殘餘活性，最大限度利用現有催化劑，通常採用「X＋1」模式布置催化劑，初裝X層，預留一層。需要強調指出，為了SCR運行的經濟性，在蜂窩式催化劑選型時宜考慮選擇壁厚不小於0.8mm的催化劑，以便將來採用清洗或再生技術，延長催化劑的使用壽命。典型「2+1」布置形式的催化劑壽命管理見圖6-30。
值得說明的是，由於平板式催化劑模塊一般是由兩層催化劑單體疊加（見圖6-11），擁有更多的催化劑布置形式，在國內某電廠就採取過「1.5+0.5+1」的布置方式，使用這種催化劑布置方案，可以避免多餘的半層催化劑在24000h內飛灰的衝刷和中毒影響，最大限度的延長催化劑的使用壽命。根據廠家計算，在催化劑24000h壽命後，添加半層催化劑後使用壽命會延長40000h，再添加一層可以繼續延長60000h，全部「2+1」層的催化劑壽命高達15年以上（圖6-12），脫硝催化劑添加和更換的均化成本低，有助於降低投資運行費用，建議本項目在招標催化劑時讓平板式催化劑廠商分別提供「X+0.5+0.5」和「X+1」的方案供電廠參考，綜合比較。
3.3 脫硝吹灰器
為防止脫硝催化劑的堵塞，需要布置吹灰器。吹灰器的形式有聲波吹灰器（圖6-35）和蒸汽吹灰器（圖6-36）等類型，聲波和蒸汽吹灰器的比較見表6-6。一般用蒸汽吹灰器與聲波吹灰器聯用方案以滿足脫硝系統穩定運行要求。
4 反應器與催化劑安裝
脫硝反應器的支撐鋼架及煙道、反應器殼體等，採取現場製作組裝，利用150t履帶吊和50t汽車吊相結合的方式進行安裝。安裝機械布置在鍋爐煙道兩側。
根據現場空間、催化劑支撐鋼梁布置方式、SCR反應器的催化劑安裝門及吊裝方式，催化劑的安裝系統（圖6-40~6-42）設計如下：
在反應器的外側平臺處設催化劑吊裝軌道、電動葫蘆及吊裝孔，以便將運送到現場的催化劑模塊從地面吊裝到催化劑安裝平臺上。
在吊裝孔處將催化劑模塊放置到輪式平板小車上，運載到反應器後牆的催化劑安裝門外等待安裝。
將耙式蒸汽吹灰器退出一個行程，使催化劑安裝門對應的反應器內部空間沒有吹灰器耙管。在上一層催化劑的支撐鋼梁下與吹灰器耙管的上方安裝帶手動葫蘆的臨時單軌吊，單軌吊伸出安裝門外，用手動葫蘆將平板小車上的催化劑吊起，運送到反應器內部。
在相鄰催化劑的支撐鋼梁內側設置雙軌道，以便將雙排輪的催化劑運送液壓小車放置軌道上。增壓後的液壓小車平面高於催化劑支撐鋼梁，反應器內單軌吊上的催化劑模塊首先降落在液壓小車上，運送到位後，液壓小車卸壓將催化劑模塊放置在支撐鋼梁上。
催化劑模塊的安裝應首先從安裝門的遠端側壁處開始，每一行的最後一個模塊直接通過反應器內的單軌吊放置，不需要液壓小車。每個催化劑模塊均有一個編號，安裝應嚴格按照模塊編號進行，並注意含有測試條塊的催化劑模塊應按對稱布置。
催化劑模塊安裝時一定要保證密封沿面對反應器的側壁，還需要沿模塊上部邊緣安裝密封材料，以防止灰塵積聚在模塊之間以及模塊和側壁之間的表面上。必須嚴格防止灰塵積聚在模塊之間，避免因積存灰塵在反應器冷卻期間收縮可能造成的破壞。