SCR烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用

贾海娟

(中国电力工程顾问集团西北电力设计院，陕西西安 710075)

0 引言

近年来，我国NOx排放量不断增加，酸雨污染已由硫酸型向硫酸、硝酸复合型转变，区域性大气污染问题日趋明显。鉴于NOx对大气环境的不利影响以及目前火电厂NOx排放控制的严峻形势，国家制订了一系列法律法规、技术政策。随着新标准的颁布和实施，对火电厂NOx的排放提出了更高的要求。《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)中规定了更严格的排放:从2012-01-01起，除采用W型火焰炉膛锅炉，现有循环流化床锅炉，以及2003-12-31前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行NOx排放浓度为 200mg/m3以外，其他均为 100mg/m3［1－3］。由此可见，随着环境标准的日趋严格，脱硝技术将成为电力环保企业的新增长点。

SCR与其他技术相比［4］，技术成熟，运行可靠，脱硝效率可以达到90%以上，NOx排放浓度可降至100mg/m3左右。SCR技术是目前世界上应用最多、最为成熟的一种烟气脱硝技术［5－8］。

1 SCR法技术原理

1.1 SCR反应机理

SCR的化学反应机理比较复杂，主要是NH3在一定的温度和催化剂(V2O5、TiO2)的作用下，有选择地把烟气中的NOx还原为N2，同时生成水［9］:

在没有催化剂的情况下，这些反应只能在很窄的温度范围内(980℃左右)进行，通过选择合适的催化剂，可以降低反应温度，并且可以扩展到适合电厂实际工况的290℃ ～430℃范围。由于氨具有挥发性，很有可能逃逸，并与SO3反应生成NH4HSO4和(NH4)2SO4，对空气预热器造成粘污［10－12］。

1.2 典型工艺流程

烟气从省煤器出来后通过SCR入口烟道进入SCR反应器，在SCR入口烟道上设有氨气喷射装置，将还原剂均匀的喷射到SCR中，使喷入的还原剂与烟气中的NOx充分混合，烟气通过导流板均匀分布后流过催化剂床层，在催化剂作用下NH3与NOx反应生成无二次污染的N2和H2O，随烟气流经锅炉空预器、除尘、脱硫装置后进入烟囱排放。

1.3 还原剂的选择

还原剂是SCR技术必需的，目前的还原剂来源主要包括:液氨、尿素和氨水。根据这三种物质的理化性质、在运输、储存中环境和安全性等因素考虑，对烟气脱硝三种还原剂进行选择［1］。

还原剂的选择应综合考虑设备投资、占用场地、运行成本、安全管理及风险费用等。液氨、氨水、尿素三种还原剂的综合成本比较见表1。

表1 还原剂选择的综合成本比较

2 以M电厂脱硝改造为实例

2.1 工程背景介绍

2011-04-25，陕西省环境保护厅印发了《关于全省火电机组脱硝工作的指导意见》(陕西函［2011］331号)文件，文件要求现役机组未采用低氮燃烧技术或低氮燃烧效率差的全部进行低氮燃烧改造，全省单机容量20万kW及以上的现役机组实行低氮燃烧技术并加装烟气脱硝装置，综合脱硝效率应达到70%以上。M电厂一期2×300MW机组于2008年4月投产运行，为“十一五”期间建成的燃煤电厂，必须进行脱硝改造。

2.2 排放现状

M电厂一期2×300MW机组竣工验收报告显示，现有2×300MW机组NOx排放情况见表2。由表2中数据可知，M电厂现有机组的NOx排放浓度超过了《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)限值。

表2 M电厂一期2×300MW机组NOx排放情况

2.3 脱硝方案及NOx排放情况

M电厂脱硝方案为低氮燃烧器+SCR脱硝。M电厂采用低氮燃烧器改造后，可以控制锅炉省煤器出口处NOx排放浓度≤250mg/m3。SCR烟气脱硝装置，按“2+1”方案布置，即先布置二层催化剂，并预留一层催化剂的空间。设计脱硝效率≥70%，脱硝后NOx排放浓度≤75mg/m3，满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)的要求。

3 结语

我国电力行业高效率、大容量机组增速较快，单位发电量的煤耗有所降低，且这些机组大多采用了较为先进的低氮燃烧技术，使单位发电量的NOx排放水平呈下降趋势。另外，国家倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝控制技术相结合的综合防治措施，因地制宜、因煤制宜、因炉制宜的选择氮氧化物控制技术。目前，在役机组的低氮燃烧技术改造和一部分新建电厂普遍采用的SCR烟气脱硝装置的建成并投入运行，对降低NOx排放水平起到一定作用。

［1］环境保护部.火电厂氮氧化物防治技术政策［EB/OL］.http://wenku.baidu.com/view/cd3273dbd15abe23482f4db0.html，2010-01-27.

［2］GB 13223－2011，火电厂大气污染物排放标准［S］.

［3］柏 源，李忠华，薛建明，等.尿素为还原剂燃煤烟气脱硝技术的研究与应用［J］.电力科技与环保，2011，27(1):19 －22.

［4］赵毅，朱洪涛，安晓玲，等.燃煤电厂SCR烟气脱硝技术的研究［J］.电力环境保护，2009，25(1):7 －10.

［5］马东祝，张玲，李树山，等.燃煤电厂SCR烟气脱硝技术的应用及发展［J］.煤炭技术，2011，30(3):5 －8.

［6］于洪，刘慷.选择性催化还原烟气脱硝技术在玉环发电厂4×1000MW 机组上的应用［J］.电力环境保护，2009，25(3):1 －3.

［7］杨 冬.SCR烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用［J］.电力环境保护，2007，23(1):49 －51.

［8］黄 波，李 庆，李前宇，等.SCR烟气脱硝技术在国华三河发电厂的应用［J］.华北电力技术，2009，(2):39 －42.

［9］陈进生.火电厂烟气脱硝技术:选择性催化还原法［M］.北京:中国电力出版社，2008.

［10］HJ－BAT－001，燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南(试行)［S］.

［11］张强.燃煤电站SCR烟气脱硝技术及工程应用［M］.北京:化学工业出版社，2007.

［12］Nischt W，Wooldridge B，Bigalbal J.Recent SCR retrofit experience on coal － fired boilers［C］.New Orleans:Power － Gen International，1999.