燃煤电厂催化脱硝技术在我国的应用

摘 要：燃煤电厂催化脱硝技术，是目前发达国家普遍采用的减少NO排放的方法，应用较多的是选择性催化还原法和选择性非催化还原法。而在我国，大多数燃煤电厂采用以纯氨作为还原剂的选择性催化还原脱硝技术，极少数采用以尿素作为还原剂的选择性非催化还原脱硝技术。

关键词：燃煤电厂；催化脱硝技术；NO排放；电价

中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）04-0001-02

能源与环境是人类社会存在和发展的物质基础，两者协调发展是实现社会可持续发展的重要保证。目前，我国是世界第二大能源生产国，同时又是世界上少数几个以煤为主要能源的国家之一，煤炭消费占到整个能源消费总量的70%左右。我国能源消耗主要以火电为主，燃煤造成的氮氧化物已经成为主要的大气污染物之一。所以，控制燃煤电站NOx的排放已经成为我国面临的主要问题。

控制火电厂排放NOx的措施分为改进燃烧技术和在锅炉尾部加装烟气脱硝装置两大类，以下对锅炉尾部加装烟气脱硝装置在国内的应用现状作简单的综述。

针对烟气脱销，国家出台了一系列改革措施促进其推广应用。2013年，“电价”一度成为热词。2013-01-01起，脱硝电价政策由14个省份试点扩大到全国所有省份。2013-09-30，国家发改委下调火电企业上网电价，除新疆和云南外，其余地区每千瓦时下调0.9～2.5分。

1 SCR法烟气脱硝

SCR法烟气脱硝的反应原理是在有氧条件下，使反应温度控制在一定范围内，在催化剂的作用下，利用还原剂将烟气中的NO还原为N2。可以作为还原剂的有NH3，CO，H2，CH4，C3H8，C2H4和C3H6等，由于用氨作还原剂时NO的脱除效率最高，因此目前火电厂普遍推广以氨作为还原剂。

1.1 300 MW亚临界燃煤机组SCR烟气脱硝工程实例

1.1.1 广东德胜电厂

广东德胜电厂的SCR设计条件是：烟气流量1 312.8 t/h，SCR入口烟温为280～420 ℃之间，SCR入口NOx≤450 mg/Nm3（干基，6%O2）。

该厂的脱硝系统主要包括SCR反应器和氨区两部分。脱硝装置布置在锅炉省煤器和空预器之间，每台锅炉配2个反应器，反应器宽（W）9.64 m，深（L）8.01 m，高（H）14 m。催化剂布置方式采用蜂窝式，按2+1布置，即2层运行1层备用。还原剂采用纯氨，纯氨来源于液氨供应系统。

德胜电厂2台机组脱硝已于2009-06-24顺利通过性能考核试验，各项指标均优于设计要求，每年可减少NOx排放量超过3 000 t。

1.1.2 嵩屿电厂

SCR设计条件是：烟气流量918 639 Nm3/h，SCR入口烟温为280～380 ℃之间，SCR入口NOx为450～707 mg/Nm3（干基，6%O2）。

SCR反应器采用高含尘布置，也就是将反应器布置在省煤器和空预器之间。反应器尺寸为7.66 m×8.99 m×10.5 m（L×W×H）。催化剂为方型蜂窝催化剂模块，每个模块长度为717 mm，断面积为150 mm×150 mm，其上开有22×22个气流孔，每台炉的催化剂为173 m3。还原剂采用纯氨，纯氨来源于液氨供应系统。

1.2 600 MW超临界燃煤机组SCR烟气脱硝工程实例

1.2.1 华电长沙电厂2×600 MW机组脱硝工程

本工程为2台超临界燃煤机组，每台锅炉蒸发量为1 903 t/h，对冲燃烧，∏型炉，采用SCR法全烟气脱硝。还原剂采用纯氨，纯氨来源于液氨供应系统。

SCR设计条件是：SCR入口烟温为388 ℃，SCR入口NOx为650 mg/Nm3（干基，6%O2）。

反应器结构采用底部弹簧支撑结构形式，中间限位，水平膨胀零点为反应器截面几何中心。SCR反应器采用高含尘布置，也就是将反应器布置在省煤器和空预器之间。反应器主要技术数据是每个催化剂模块中的单体数72个、每个催化剂模块重量为1 050 kg（在远期85%效率时，重量为1 350 kg）、每层模块数77个、模块布置7×11、反应器截面尺寸（长×宽×高）为 11.67 m×13.95 m×12.6 m。

TiO2和V2O5为蜂窝式催化剂的主要活性成分，催化剂中还含有少量的WO3。催化剂采用模块化设计，每个催化剂模块中放置72个催化剂单体，催化剂单体尺寸为150 mm×150 mm。

华电长沙电厂脱硝装置投入运行的测试结果表明，脱硝装置投运后NO2排放源强低于558.3 kg/h，年排放NO2可低于3.9×103 t；NOx脱除成本为2.78 元/kg，实际增加发电运行成本仅约0.002 元/kW·h。

1.2.2 国电铜陵600 MW机组脱硝工程

SCR设计条件是：锅炉为超临界一次中间再热、螺旋管圈直流锅炉，SCR入口烟温为372 ℃，SCR入口NOx为657 mg/Nm3（干基，6%O2）。

国电铜陵电厂脱硝系统主要包括SCR反应器和氨区两部分。2台SCR反应器采用高含尘布置，也就是将反应器布置在省煤器和空预器之间。SCR反应器层数采用2+1的结构方式，催化剂区域内流速不超过6 m/s，反应器设计成烟气竖直向下流动。每个反应器共有132个催化剂模块组成，其中一般性的模块292个（每层73个），测试模块20个（每层5个）。本催化剂是以TiO2为基体，与WO3和V2O5混合压制而成。还原剂采用纯氨，纯氨来源于液氨供应系统。

国电铜陵电厂脱硝工程在100%负荷率下，引风机年增加电费73.5万元，其他电耗费用20.9万元，液氨年费用301万元，催化剂折旧690万元，设备维护费用80万元，人员工资36万元。通过以上成本分析，可知脱硝运行成本较大。

1.3 1 000 MW超临界燃煤机组SCR烟气脱硝工程实例

以下以浙江玉环电厂为例。

SCR设计条件是：锅炉为超超临界一次中间再热、∏型直流锅炉，SCR入口烟温为356 ℃，SCR入口NOx为450 mg/Nm3（干基，6%O2）。

SCR反应器置在省煤器和空预器之间，采用固定床通道形式，烟气竖直向下流动，入口和出口段设导流板。每台锅炉用2个SCR反应器，反应截面尺寸为15 m×14 m。还原剂制备系统为尿素热解法制氨系统。

玉环电厂是中国华能国际安装投运的第一套国产1 000 MW超临界燃煤机组，其中第一台机组已于2010年改造完成，完成满负荷试运行。

2 SNCR法烟气脱硝

2.1 基本原理

SNCR不需要催化剂，是一种成熟的NOx控制处理技术。当烟气温度在870～1 150 ℃之间时，通过向烟气中喷入还原剂，来达到脱除NOx的目的。还原剂一般采用氨或尿素，反应生成无毒、无污染的氮气（N2）和水（H2O）。在可供选择的还原剂中，因尿素具有运输存储简单、安全和货源易得等优点，所以选择尿素作还原剂。

2.2 火电厂应用实例

广州黄埔电厂对2台300 MW燃煤机组的烟气脱硝进行改造，5号、6号锅炉为上海锅炉厂生产的直流锅炉。脱硝改造要求是在锅炉负荷为80%～100%额定负荷情况下，NOx的脱除率不小于35%. 5号、6号锅炉的SNCR脱硝改造工程自2009-10开始。于2009-12和2010-04，利用锅炉小修机会完成尿素喷枪炉膛开孔，喷枪采用长、短枪配置，短喷枪沿炉膛四周布置，长枪炉墙两侧布置，全部改造于2010-05完成。2010-06-05完成168 h满负荷试运行。试运行期间，锅炉排放烟气中的NOx的质量浓度由360 mg/m3（标准状态下）降至约210 mg/m3，脱硝效率为41.6%.

3 结束语

在我国，SCR法脱销技术被大多数燃煤电厂采用，而SNCR法脱硝技术只被极少数燃煤电厂采用。SNCR与SCR法脱销的主要区别在SNCR法不需要催化剂。对于选择性催化还原脱硝技术，选择催化反应器布置在省煤器和空预器之间。大多数的脱硝装置采用纯氨作为还原剂，少数采用尿素。对于选择性非催化还原脱硝技术，将尿素作为还原剂喷入炉膛。

参考文献

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作者简介：冀佳蓉（1979—），女，山西平遥人，工程师，2003年毕业于太原理工大学热能工程专业，工学学士，从事火力发电厂设计。

〔编辑：李珏〕

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