图6-1 典型火电厂SCR 法烟气脱硝工艺流程图
脱硝工艺介绍
1 脱硝工艺
图1 LNB、SNCR 和SCR 在锅炉系统中的位置
目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB ），烟气脱硝技术包括SCR 、SNCR 和SNCR/SCR联用技术等，其在锅炉系统中的位置如图1所示。
1.1 烟气脱硝工艺应用
目前进入工业应用的成熟的燃煤电厂烟气脱硝技术主要包括SCR 、SNCR 和SNCR/SCR联用技术。
1）SNCR 脱硝技术是指在锅炉炉膛出口900~1100℃的温度范围内喷入还原剂（如氨气）将其中的NOx 选择性还原成N 2和H 2O 。SNCR 工艺对温度要求十分严格，对机组负荷变化适应性差，对煤质多变、机组负荷变动频繁的电厂，其应用受到限制。大型机组脱硝效率一般只有25~45%，SNCR 脱硝技术一般只适用于老机组改造且对NOx 排放要求不高的区域。
2）SCR 烟气脱硝技术是指在300~420℃的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂，在催化剂的作用下与烟气中的NOx 发生选择性催化反应生成N 2和H 2O 。SCR 烟气脱硝技术具有脱硝效率高，成熟可靠，应用广泛，经济合理，适应性强，特别适合于煤质多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的区域的燃煤机组上使用。SCR 脱硝效率一般可达80～90%，可将NOx 排放浓度降至100mg/m3（标态，干基，6%O2）以下。
3）SNCR/SCR联用技术是指在烟气流程中分别安装SNCR 和SCR 装置。在SNCR 区段喷入液氨等作为还原剂，在SNCR 装置中将NOx 部分脱除；在SCR 区段利用SNCR 工艺逃逸的氨气在SCR 催化剂的作用下将烟气中的NOx 还原成N 2和H 2O 。SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而且脱硝效率一般只有50~70%。
三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。
表1 烟气脱硝技术比较
2 SCR 工艺
2.1 S CR 技术简介
选择性催化还原法（SCR ）的基本原理是利用氨（NH 3）对NOx 的还原功能，使用氨气（NH 3）作为还原剂，将体积浓度小于5％的氨气通过氨气喷射格栅（AIG ）喷入温度为300~420℃的烟气中，与烟气中的NOx 混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作用下，氨气（NH 3）将烟气中的NO 和NO 2还原成无公害的氮气（N 2）和水（H 2O ）（图3-6）。这里“选择性”是指氨有选择的与烟气中的NOx 进行还原反应，而不与烟气中大量的O 2作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。
图2 SCR反应示意图
SCR 反应化学方程式如下： 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O 2NO 2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O
（3-1） （3-2）
在燃煤烟气的NOx 中，NO 约占95%，NO 2约占5%，所以化学反应式（3-1）为主要反应，实际氨氮比接近1:1。
SCR 技术通常采用V 2O 5/TiO2基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积专用锐钛型TiO 2作为载体，（钒）V 2O 5作为主要活性成分，为了提高脱硝催化剂的热稳定性、机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO 3、（钼）MoO 3、玻璃纤维等作为助添加剂。
催化剂活性成分V 2O 5 在催化还原NOx 的同时，还会催化氧化烟气中SO 2 转化成SO 3（反应3-3）。在空预器换热元件140~220℃低温段区域，SO 3 与逃逸的NH 3 反应生成高粘性NH 4HSO 4（反应3-4），粘结与粘附烟气中的飞灰颗粒恶化空预器元件堵塞与腐蚀。为此，除严格控制氨逃逸浓度小于3ppm 外，应尽可能减少V 2O 5 含量，并添加WO 3或MoO 3，控制催化剂活性，抑制SO 2/SO3 转化，通常要求烟气经过催化剂后的SO 2/SO3 转化率低于1.0%。
2SO 2 + O2 → 2SO3
（3-3）
（3-4）
SO 3+NH3+H2O→NH4HSO 4
SCR 技术是当前世界上主流的烟气脱硝工艺，自上世纪70年代在日本燃煤电厂开始正式商业应用以来，目前在全世界范围内得到广泛的应用。作为一种成熟的深度烟气NOx 后处理技术，无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR 装置。其具有如下特点：
脱硝效率可以高达95%，NOx 排放浓度可以控制到50mg/m3（标态，干基，6%O2）以下，是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的；
催化剂在与烟气接触过程中，受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞与磨损等因素的影响，其活性逐渐降低，通常3~4年增加或更换一层催化剂。对于废弃催化剂，由于富集了大量痕量重金属元素，需要谨慎处理；
会增加锅炉烟道系统阻力900~1200Pa；
系统运行会增加空预器入口烟气中SO 3浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，两者在空预器低温换热面上易发生反应形成NH 4HSO 4，进而恶化空预器冷端的堵塞
和腐蚀，因此需要对空预器采取抗NH 4HSO 4堵塞的措施。
2.2 S CR 技术分类
烟气脱硝SCR 工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图3）：高灰型、低灰型和尾部型等。
1）高灰型SCR 工艺：脱硝催化剂布置在省煤器和空预器之间，烟气中粉尘浓度和SO 2含量高，工作环境相对恶劣，催化剂活性下降较快，需选用低SO 2氧化活性、大节距、大体积催化剂，但烟气温度合适（300~400℃），经济性最高，是目前燃煤电厂烟气脱硝的主流布置形式。
2）低灰型SCR 工艺：脱硝催化剂位于除尘器和脱硫设施之间，烟气中粉尘浓度低，但SO 2含量高，可选用低SO 2氧化活性、小节距、中体积催化剂，但为了满足催化剂反应活性温度要求，需相应配置高温除尘系统，目前此项工艺仅在日本有所应用。
3）尾部型SCR 工艺：脱硝催化剂位于脱硫设施后，烟气中粉尘浓度和SO 2含量都很低，可选用低SO 2氧化活性、小节距、小体积催化剂，但由于烟气温度低于80℃，与低灰布置形式类似，需要采用GGH 烟气换热或外部热源加热方式将烟气温度升至催化剂活性反应温度，系统复杂，同样只适用于烟气成分复杂或者空间布置受到限制特定情况，此种布置形式在垃圾焚烧厂中有较多应用。
图3 SCR 反应器布置示意图
2.3 还原剂选择
还原剂的选择是影响SCR 脱硝效率的主要因素之一，应具有效率高、价格低廉、安全可靠、存储方便、运行稳定、占地面积小等特点。目前，常用的还原剂有液氨、尿素和氨水三种。结合本期工程的特点、国家规范和当地环保部门要求，对脱硝剂的选择进行分析如下。
图4 液氨制氨工艺流程图
图5氨水制氨工艺流程图
1）液氨法（图4）：液氨由专用密闭液氨槽车运送到液氨储罐，液氨储罐输出的液氨在液氨蒸发器蒸发成氨气，并将氨气加热至常温后，送到氨气缓冲罐备用。缓冲罐的氨气经调压阀减压后，送入各机组的氨气/空气混合器中，与来自风机的空气充分混合后，通过喷氨格栅（AIG ）喷人烟气中，与烟气混合后进入SCR 催化反应器。液氨法在国内的运行业绩较多。
2）氨水法（图5）：通常是用25％的氨水溶液，将其置于存储罐中，然后通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽。可以采用接触式蒸发器法或采用喷淋式蒸发器法。氨水法对储存空间的需求较大，且运行中氨水蒸发需要消耗大量的能量，运行费用较高，国内业绩非常少。
3）尿素法：分为水解技术与热解技术。其中水解技术包括AOD 法（由SiiRTEC NiGi 公司提供），U2A 法（由Wahlco 公司和Hammon 公司提供，图6）和NOxOUT Ultra 热解技术（Fuel tech公司提供，图7）。目前在国内只有国电青山电厂采用了尿素水解技术，该脱硝机组已于2011年8月27日通过168h 试运，但其技术经济性与稳定性还有待验证。热解技术在国内有部分运行业绩，如华能北京热电厂（4×830t/h锅炉）、京能石景山热电厂（4×670t/h锅炉）、华能玉环电厂（4×1000MW 机组）等。相对液氨法尿素法制氨初投资及运行费用均较高。
图6 尿素水解制氨工艺流程图
图7 尿素热解制氨工艺流程图
三种还原剂的性能比较见表2：
使用氨水作为脱硝还原剂，对存储、卸车、制备区域以及采购、运输路线国家没有严格规定，但运输量大，运输费用高，制氨区占地面积大，而且在制氨过程中需要将大量的水分蒸发，消耗大量的热能，运行成本高昂。
由于液氨来源广泛、价格便宜、投资及运行费用均较其他两种物料节省，因而目前国内SCR 装置大多都采用液氨作为SCR 脱硝还原剂；但同时液氨属于危险品，对于存储、卸车、制备、采购及运输路线国家均有较为严格的规定。液氨可作为本项目的首选方案，但需要经过安全与环评论证确定。
表2 还原剂性能比较（以2×300MW 脱硝机组为例）
尿素制氨工艺安全成熟可靠，占地面积小，而且国家目前对尿素作为脱硝还原剂在存储、卸车、制备、采购及运输路线方面尚无要求，但由于尿素需要使用专用设备热解或水解制备氨气，设备投资成本高，而且尿素价格高，制氨过程中需要消耗大量的热量，运行成本高，所以在国内仅有少量的城市电厂因安全和占地等因素不得已使用尿素作为脱硝剂。虽然尿素制氨有水解和热解两种工艺，但由于水
解法存在启动时间长、跟踪机组负荷变化的速度较慢、腐蚀严重等问题，国内使用尿素作为脱硝剂几乎全部采用尿素热解工艺作为制氨工艺。
3 催化剂系统
3.1 催化剂系统选型
催化剂是整个SCR 系统的核心和关键，催化剂的设计和选择是由烟气条件、组分及性能目标来确定的，设计的基本要求包括：
催化剂设计应充分考虑锅炉飞灰的特性合理选择孔径大小并设计有防堵灰措施，确保催化剂不堵灰。
催化剂模块设计应能有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命。
催化剂应采用模块化设计，减少更换催化剂的时间。
催化剂能满足烟气温度不高于420℃的情况下长期运行，同时催化剂应能承受运行温度450℃不少于5h 的考验，而不产生任何损坏。
目前进入商业应用的SCR 脱硝催化剂的矿物组成比较接近，都是以（钛）TiO 2
（含量约80~90%）作为载体，以V 2O 5（含量约1~2%）作为活性材料，以WO 3或MoO 3（含量约占3~7%）作为辅助活性材料，具有相同的化学特性。但外观形状的不同导致其物理特性存在较大差异，主要可分为蜂窝式、平板式与波纹式三种形态（图8）。
图8 脱硝催化剂形态
蜂窝式催化剂：采取整体挤压成型，适用于燃煤锅炉的催化剂节距范围为6.9~9.2mm，比表面积约410~539m2/m3，单位体积的催化剂活性高，相同脱硝效率下所用催化剂的体积较小，一般适合于灰含量低于30g/m3的工作环境（可用极限范围为50g/m3以内）。为增强催化剂迎风端的抗冲蚀磨损能力，通常上端部约10~20mm长度采取硬化措施。
平板式催化剂：以不锈钢金属筛板网为骨架，采取双侧挤压的方式将活性材料与金属板结合成型。其结构形状与空预器的受热面相似，节距6.0~7.0mm，开孔率达到80~90%，防灰堵能力较强，适合于灰含量高的工作环境。但因其比表面积小（280~350m2/m3），要达到相同的脱硝效率，需要体积数较大。此外采用板式催化剂设计的SCR 反应器装置，相对荷载大（体积大）。全世界目前只有两家平板式催化剂制造商，分别是德国庄信万丰雅佶隆（JM ARGILLON）和日本日立（BHK ）两家公司。
波纹式催化剂：由丹麦托普索（Topsoe ）和日立造船（Hitachi Zosen）生产。它以玻璃纤维作为骨架，孔径相对较小，单位体积的比表面积最高。此外，由于壁厚相对较小，单位体积的催化剂重量低于蜂窝式与平板式。在脱硝效率相同的情况下，波纹式催化剂的所需体积最小，且由于比重较小，SCR 反应器体积与支撑荷载普遍较小。由于孔径较小，一般适用于低灰含量的烟气环境。
图9蜂窝式催化剂和平板式催化剂单元形状比较
目前商用的电厂脱硝催化剂类型只有平板式催化剂、蜂窝式催化剂和波纹板式催化剂三种类型，其中波纹板式催化剂由于开发时间较晚，再加上自身结构和制备工艺的局限性，一般只能用于粉尘含量较低的场合（不大于10g/m3），其在全球电厂的市场占有率不到10%。绝大多数电厂均采用平板式和蜂窝式催化剂，两者占市场份额的
90%以上，是市场的主流。目前平板式催化剂与蜂窝式催化剂在燃煤电厂脱硝中份额相当，板式催化剂在抗灰堵和安全性方面独具优势，从安全性角度会优先选择板式催化剂，但蜂窝式催化剂比表面积大，体积需求量小，从经济性上会优先选择蜂窝式催化剂。一般在燃煤电厂烟气脱硝中不推荐波纹板式催化剂，可根据烟气条件、技术经济性综合性比较，选用蜂窝式或平板式催化剂催化剂。两种催化剂的技术经济比较见表3。
此外，虽然蜂窝式和平板式催化剂的加工工艺不同（图10），但其化学特性接近，都能够满足不同脱硝效率要求，并有大量的应用业绩。为了加强不同类型催化剂的互换性及装卸的灵活性，均将催化剂单体组装成标准化模块尺寸（每个模块截面约1.91m ×0.97m ）。蜂窝式催化剂为了提高飞灰的抗冲蚀能力，通常将约20mm 高度的迎风端采取硬化措施。
表3 蜂窝式催化剂和平板式催化剂的比较
图10 蜂窝式与平板式催化剂的制造工艺流程比较
3.2 催化剂系统设计与选型
在SCR 布置工艺确定时，催化剂的设计和选型主要受到烟尘浓度、温度以及SO 2浓度的影响：
工程经验表明，当烟尘浓度大于40g/m3（标态，干基，6%O2）时，选用的蜂窝式催化剂孔数应不大于18孔，节距不小于8.2mm ，壁厚不小于0.8mm ，选用平板式催化剂板间距不小于6.7mm ，板厚不小于0.7mm 。鉴于本项目当前实际烟气粉尘浓度已达到55g/m3左右，且粉尘磨损性较为严重，蜂窝式和平板式催化剂虽然均可以采用，但如选用平板式催化剂，应为间距不小于6.7mm ，板厚不小于0.7mm ；如选用蜂窝式催化剂，应为节距不小于8.2mm 的18孔催化剂，且应为顶端硬化类型，硬化长度在20mm 以上。
催化剂中的活性成分V 2O 5含量通常小于1.5%，在这个范围内，V 2O 5含量越大活性越高，但最佳运行温度相差较大。对于活性成分含量较高的催化剂，在300~350℃易发挥其最佳活性；对于活性成分含量适中的催化剂，其最佳使用温度为350~400℃；对于活性成分含量较低的催化剂，其最佳使用温度为375~425℃。对于不同配方的催化剂，在其最佳的使用温度范围之外，活性均降低。对于平均温度较高的工程，尤其超过420℃以上的运行环境，需要增加催化剂中的WO 3含量来提高催化剂的抗烧结能力，延缓催化剂因局部超高温（如大于450℃）烧结所引起的活性惰化。根据摸底测试试验结果（省煤器出口烟温最高达到405℃），本项目应选用活性成分含量较低的催化剂，并适当提高WO 3含量。
受烟气及飞灰的影响，催化剂活性随运行时间逐渐降低：运行初期，惰化速率最快；超过2000h 后，惰化速率趋缓。为了充分发挥每层催化剂的残余活性，最大限度利用现有催化剂，通常采用“X ＋1”模式布置催化剂，初装X 层，预留一层。需要强调指出，为了SCR 运行的经济性，在蜂窝式催化剂选型时宜考虑选择壁厚不小于0.8mm 的催化剂，以便将来采用清洗或再生技术，延长催化剂的使用寿命。典型“2+1”布置形式的催化剂寿命管理见图6-30。
图6-30 脱硝催化剂寿命管理（“2+1”布置模式）
值得说明的是，由于平板式催化剂模块一般是由两层催化剂单体叠加（见图6-11），拥有更多的催化剂布置形式，在国内某电厂就采取过“1.5+0.5+1”的布置方
式，使用这种催化剂布置方案，可以避免多余的半层催化剂在24000h 内飞灰的冲刷和中毒影响，最大限度的延长催化剂的使用寿命。根据厂家计算，在催化剂24000h 寿命后，添加半层催化剂后使用寿命会延长40000h ，再添加一层可以继续延长60000h ，全部“2+1”层的催化剂寿命高达15年以上（图6-12），脱硝催化剂添加和更换的均化成本低，有助于降低投资运行费用，建议本项目在招标催化剂时让平板式催化剂厂商分别提供“X+0.5+0.5”和“X+1”的方案供电厂参考，综合比较。
图6-11 平板式脱硝催化剂的结构
Catalyst Management Plan
500
20
N O x (i n ) , N O x (o u t ) [m g /m 砞
400
300
10
200
100
00
20000
40000
60000
80000
100000
120000
Operating Time [h]
0140000
G a s e o u s A m m o n i a S l i p [m g /m 砞
图6-12 国内某600MW 机组“1.5+0.5+1”脱硝催化剂管理策略示意图
3.3 脱硝吹灰器
为防止脱硝催化剂的堵塞，需要布置吹灰器。吹灰器的形式有声波吹灰器（图6-35）和蒸汽吹灰器（图6-36）等类型，声波和蒸汽吹灰器的比较见表6-6。一般采用蒸汽吹灰器与声波吹灰器联用方案以满足脱硝系统稳定运行要求。
图6-35 声波吹灰器和蒸汽吹灰器形状比较
图6-36 声波吹灰器和蒸汽吹灰器安装形状比较
4 反应器与催化剂安装
脱硝反应器的支撑钢架及烟道、反应器壳体等，采取现场制作组装，利用150t 履带吊和50t 汽车吊相结合的方式进行安装。安装机械布置在锅炉烟道两侧。
根据现场空间、催化剂支撑钢梁布置方式、SCR 反应器的催化剂安装门及吊装方式，催化剂的安装系统（图6-40~6-42）设计如下：
在反应器的外侧平台处设催化剂吊装轨道、电动葫芦及吊装孔，以便将运送到现场的催化剂模块从地面吊装到催化剂安装平台上。
在吊装孔处将催化剂模块放置到轮式平板小车上，运载到反应器后墙的催化剂安装门外等待安装。
将耙式蒸汽吹灰器退出一个行程，使催化剂安装门对应的反应器内部空间没有吹灰器耙管。在上一层催化剂的支撑钢梁下与吹灰器耙管的上方安装带手动葫芦的临时单轨吊，单轨吊伸出安装门外，用手动葫芦将平板小车上的催化剂吊起，运送到反应器内部。
在相邻催化剂的支撑钢梁内侧设置双轨道，以便将双排轮的催化剂运送液压小车放置轨道上。增压后的液压小车平面高于催化剂支撑钢梁，反应器内单轨吊上的催化剂模块首先降落在液压小车上，运送到位后，液压小车卸压将催化剂模块放置在支撑钢梁上。
图6-40 催化剂模块安装示意图
催化剂模块的安装应首先从安装门的远端侧壁处开始，每一行的最后一个模块直接通过反应器内的单轨吊放置，不需要液压小车。每个催化剂模块均有一个编号，安装应严格按照模块编号进行，并注意含有测试条块的催化剂模块应按对称布置。
催化剂模块安装时一定要保证密封沿面对反应器的侧壁，还需要沿模块上部边缘安装密封材料，以防止灰尘积聚在模块之间以及模块和侧壁之间的表面上。必须严格防止灰尘积聚在模块之间，避免因积存灰尘在反应器冷却期间收缩可能造成的破坏。
图6-41 脱硝催化剂现场安装照片
图6-42 脱硝催化剂模块的密封安装示意图
图6-1 典型火电厂SCR 法烟气脱硝工艺流程图
脱硝工艺介绍
1 脱硝工艺
图1 LNB、SNCR 和SCR 在锅炉系统中的位置
目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB ），烟气脱硝技术包括SCR 、SNCR 和SNCR/SCR联用技术等，其在锅炉系统中的位置如图1所示。
1.1 烟气脱硝工艺应用
目前进入工业应用的成熟的燃煤电厂烟气脱硝技术主要包括SCR 、SNCR 和SNCR/SCR联用技术。
1）SNCR 脱硝技术是指在锅炉炉膛出口900~1100℃的温度范围内喷入还原剂（如氨气）将其中的NOx 选择性还原成N 2和H 2O 。SNCR 工艺对温度要求十分严格，对机组负荷变化适应性差，对煤质多变、机组负荷变动频繁的电厂，其应用受到限制。大型机组脱硝效率一般只有25~45%，SNCR 脱硝技术一般只适用于老机组改造且对NOx 排放要求不高的区域。
2）SCR 烟气脱硝技术是指在300~420℃的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂，在催化剂的作用下与烟气中的NOx 发生选择性催化反应生成N 2和H 2O 。SCR 烟气脱硝技术具有脱硝效率高，成熟可靠，应用广泛，经济合理，适应性强，特别适合于煤质多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的区域的燃煤机组上使用。SCR 脱硝效率一般可达80～90%，可将NOx 排放浓度降至100mg/m3（标态，干基，6%O2）以下。
3）SNCR/SCR联用技术是指在烟气流程中分别安装SNCR 和SCR 装置。在SNCR 区段喷入液氨等作为还原剂，在SNCR 装置中将NOx 部分脱除；在SCR 区段利用SNCR 工艺逃逸的氨气在SCR 催化剂的作用下将烟气中的NOx 还原成N 2和H 2O 。SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而且脱硝效率一般只有50~70%。
三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。
表1 烟气脱硝技术比较
2 SCR 工艺
2.1 S CR 技术简介
选择性催化还原法（SCR ）的基本原理是利用氨（NH 3）对NOx 的还原功能，使用氨气（NH 3）作为还原剂，将体积浓度小于5％的氨气通过氨气喷射格栅（AIG ）喷入温度为300~420℃的烟气中，与烟气中的NOx 混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作用下，氨气（NH 3）将烟气中的NO 和NO 2还原成无公害的氮气（N 2）和水（H 2O ）（图3-6）。这里“选择性”是指氨有选择的与烟气中的NOx 进行还原反应，而不与烟气中大量的O 2作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。
图2 SCR反应示意图
SCR 反应化学方程式如下： 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O 2NO 2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O
（3-1） （3-2）
在燃煤烟气的NOx 中，NO 约占95%，NO 2约占5%，所以化学反应式（3-1）为主要反应，实际氨氮比接近1:1。
SCR 技术通常采用V 2O 5/TiO2基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积专用锐钛型TiO 2作为载体，（钒）V 2O 5作为主要活性成分，为了提高脱硝催化剂的热稳定性、机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO 3、（钼）MoO 3、玻璃纤维等作为助添加剂。
催化剂活性成分V 2O 5 在催化还原NOx 的同时，还会催化氧化烟气中SO 2 转化成SO 3（反应3-3）。在空预器换热元件140~220℃低温段区域，SO 3 与逃逸的NH 3 反应生成高粘性NH 4HSO 4（反应3-4），粘结与粘附烟气中的飞灰颗粒恶化空预器元件堵塞与腐蚀。为此，除严格控制氨逃逸浓度小于3ppm 外，应尽可能减少V 2O 5 含量，并添加WO 3或MoO 3，控制催化剂活性，抑制SO 2/SO3 转化，通常要求烟气经过催化剂后的SO 2/SO3 转化率低于1.0%。
2SO 2 + O2 → 2SO3
（3-3）
（3-4）
SO 3+NH3+H2O→NH4HSO 4
SCR 技术是当前世界上主流的烟气脱硝工艺，自上世纪70年代在日本燃煤电厂开始正式商业应用以来，目前在全世界范围内得到广泛的应用。作为一种成熟的深度烟气NOx 后处理技术，无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR 装置。其具有如下特点：
脱硝效率可以高达95%，NOx 排放浓度可以控制到50mg/m3（标态，干基，6%O2）以下，是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的；
催化剂在与烟气接触过程中，受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞与磨损等因素的影响，其活性逐渐降低，通常3~4年增加或更换一层催化剂。对于废弃催化剂，由于富集了大量痕量重金属元素，需要谨慎处理；
会增加锅炉烟道系统阻力900~1200Pa；
系统运行会增加空预器入口烟气中SO 3浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，两者在空预器低温换热面上易发生反应形成NH 4HSO 4，进而恶化空预器冷端的堵塞
和腐蚀，因此需要对空预器采取抗NH 4HSO 4堵塞的措施。
2.2 S CR 技术分类
烟气脱硝SCR 工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图3）：高灰型、低灰型和尾部型等。
1）高灰型SCR 工艺：脱硝催化剂布置在省煤器和空预器之间，烟气中粉尘浓度和SO 2含量高，工作环境相对恶劣，催化剂活性下降较快，需选用低SO 2氧化活性、大节距、大体积催化剂，但烟气温度合适（300~400℃），经济性最高，是目前燃煤电厂烟气脱硝的主流布置形式。
2）低灰型SCR 工艺：脱硝催化剂位于除尘器和脱硫设施之间，烟气中粉尘浓度低，但SO 2含量高，可选用低SO 2氧化活性、小节距、中体积催化剂，但为了满足催化剂反应活性温度要求，需相应配置高温除尘系统，目前此项工艺仅在日本有所应用。
3）尾部型SCR 工艺：脱硝催化剂位于脱硫设施后，烟气中粉尘浓度和SO 2含量都很低，可选用低SO 2氧化活性、小节距、小体积催化剂，但由于烟气温度低于80℃，与低灰布置形式类似，需要采用GGH 烟气换热或外部热源加热方式将烟气温度升至催化剂活性反应温度，系统复杂，同样只适用于烟气成分复杂或者空间布置受到限制特定情况，此种布置形式在垃圾焚烧厂中有较多应用。
图3 SCR 反应器布置示意图
2.3 还原剂选择
还原剂的选择是影响SCR 脱硝效率的主要因素之一，应具有效率高、价格低廉、安全可靠、存储方便、运行稳定、占地面积小等特点。目前，常用的还原剂有液氨、尿素和氨水三种。结合本期工程的特点、国家规范和当地环保部门要求，对脱硝剂的选择进行分析如下。
图4 液氨制氨工艺流程图
图5氨水制氨工艺流程图
1）液氨法（图4）：液氨由专用密闭液氨槽车运送到液氨储罐，液氨储罐输出的液氨在液氨蒸发器蒸发成氨气，并将氨气加热至常温后，送到氨气缓冲罐备用。缓冲罐的氨气经调压阀减压后，送入各机组的氨气/空气混合器中，与来自风机的空气充分混合后，通过喷氨格栅（AIG ）喷人烟气中，与烟气混合后进入SCR 催化反应器。液氨法在国内的运行业绩较多。
2）氨水法（图5）：通常是用25％的氨水溶液，将其置于存储罐中，然后通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽。可以采用接触式蒸发器法或采用喷淋式蒸发器法。氨水法对储存空间的需求较大，且运行中氨水蒸发需要消耗大量的能量，运行费用较高，国内业绩非常少。
3）尿素法：分为水解技术与热解技术。其中水解技术包括AOD 法（由SiiRTEC NiGi 公司提供），U2A 法（由Wahlco 公司和Hammon 公司提供，图6）和NOxOUT Ultra 热解技术（Fuel tech公司提供，图7）。目前在国内只有国电青山电厂采用了尿素水解技术，该脱硝机组已于2011年8月27日通过168h 试运，但其技术经济性与稳定性还有待验证。热解技术在国内有部分运行业绩，如华能北京热电厂（4×830t/h锅炉）、京能石景山热电厂（4×670t/h锅炉）、华能玉环电厂（4×1000MW 机组）等。相对液氨法尿素法制氨初投资及运行费用均较高。
图6 尿素水解制氨工艺流程图
图7 尿素热解制氨工艺流程图
三种还原剂的性能比较见表2：
使用氨水作为脱硝还原剂，对存储、卸车、制备区域以及采购、运输路线国家没有严格规定，但运输量大，运输费用高，制氨区占地面积大，而且在制氨过程中需要将大量的水分蒸发，消耗大量的热能，运行成本高昂。
由于液氨来源广泛、价格便宜、投资及运行费用均较其他两种物料节省，因而目前国内SCR 装置大多都采用液氨作为SCR 脱硝还原剂；但同时液氨属于危险品，对于存储、卸车、制备、采购及运输路线国家均有较为严格的规定。液氨可作为本项目的首选方案，但需要经过安全与环评论证确定。
表2 还原剂性能比较（以2×300MW 脱硝机组为例）
尿素制氨工艺安全成熟可靠，占地面积小，而且国家目前对尿素作为脱硝还原剂在存储、卸车、制备、采购及运输路线方面尚无要求，但由于尿素需要使用专用设备热解或水解制备氨气，设备投资成本高，而且尿素价格高，制氨过程中需要消耗大量的热量，运行成本高，所以在国内仅有少量的城市电厂因安全和占地等因素不得已使用尿素作为脱硝剂。虽然尿素制氨有水解和热解两种工艺，但由于水
解法存在启动时间长、跟踪机组负荷变化的速度较慢、腐蚀严重等问题，国内使用尿素作为脱硝剂几乎全部采用尿素热解工艺作为制氨工艺。
3 催化剂系统
3.1 催化剂系统选型
催化剂是整个SCR 系统的核心和关键，催化剂的设计和选择是由烟气条件、组分及性能目标来确定的，设计的基本要求包括：
催化剂设计应充分考虑锅炉飞灰的特性合理选择孔径大小并设计有防堵灰措施，确保催化剂不堵灰。
催化剂模块设计应能有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命。
催化剂应采用模块化设计，减少更换催化剂的时间。
催化剂能满足烟气温度不高于420℃的情况下长期运行，同时催化剂应能承受运行温度450℃不少于5h 的考验，而不产生任何损坏。
目前进入商业应用的SCR 脱硝催化剂的矿物组成比较接近，都是以（钛）TiO 2
（含量约80~90%）作为载体，以V 2O 5（含量约1~2%）作为活性材料，以WO 3或MoO 3（含量约占3~7%）作为辅助活性材料，具有相同的化学特性。但外观形状的不同导致其物理特性存在较大差异，主要可分为蜂窝式、平板式与波纹式三种形态（图8）。
图8 脱硝催化剂形态
蜂窝式催化剂：采取整体挤压成型，适用于燃煤锅炉的催化剂节距范围为6.9~9.2mm，比表面积约410~539m2/m3，单位体积的催化剂活性高，相同脱硝效率下所用催化剂的体积较小，一般适合于灰含量低于30g/m3的工作环境（可用极限范围为50g/m3以内）。为增强催化剂迎风端的抗冲蚀磨损能力，通常上端部约10~20mm长度采取硬化措施。
平板式催化剂：以不锈钢金属筛板网为骨架，采取双侧挤压的方式将活性材料与金属板结合成型。其结构形状与空预器的受热面相似，节距6.0~7.0mm，开孔率达到80~90%，防灰堵能力较强，适合于灰含量高的工作环境。但因其比表面积小（280~350m2/m3），要达到相同的脱硝效率，需要体积数较大。此外采用板式催化剂设计的SCR 反应器装置，相对荷载大（体积大）。全世界目前只有两家平板式催化剂制造商，分别是德国庄信万丰雅佶隆（JM ARGILLON）和日本日立（BHK ）两家公司。
波纹式催化剂：由丹麦托普索（Topsoe ）和日立造船（Hitachi Zosen）生产。它以玻璃纤维作为骨架，孔径相对较小，单位体积的比表面积最高。此外，由于壁厚相对较小，单位体积的催化剂重量低于蜂窝式与平板式。在脱硝效率相同的情况下，波纹式催化剂的所需体积最小，且由于比重较小，SCR 反应器体积与支撑荷载普遍较小。由于孔径较小，一般适用于低灰含量的烟气环境。
图9蜂窝式催化剂和平板式催化剂单元形状比较
目前商用的电厂脱硝催化剂类型只有平板式催化剂、蜂窝式催化剂和波纹板式催化剂三种类型，其中波纹板式催化剂由于开发时间较晚，再加上自身结构和制备工艺的局限性，一般只能用于粉尘含量较低的场合（不大于10g/m3），其在全球电厂的市场占有率不到10%。绝大多数电厂均采用平板式和蜂窝式催化剂，两者占市场份额的
90%以上，是市场的主流。目前平板式催化剂与蜂窝式催化剂在燃煤电厂脱硝中份额相当，板式催化剂在抗灰堵和安全性方面独具优势，从安全性角度会优先选择板式催化剂，但蜂窝式催化剂比表面积大，体积需求量小，从经济性上会优先选择蜂窝式催化剂。一般在燃煤电厂烟气脱硝中不推荐波纹板式催化剂，可根据烟气条件、技术经济性综合性比较，选用蜂窝式或平板式催化剂催化剂。两种催化剂的技术经济比较见表3。
此外，虽然蜂窝式和平板式催化剂的加工工艺不同（图10），但其化学特性接近，都能够满足不同脱硝效率要求，并有大量的应用业绩。为了加强不同类型催化剂的互换性及装卸的灵活性，均将催化剂单体组装成标准化模块尺寸（每个模块截面约1.91m ×0.97m ）。蜂窝式催化剂为了提高飞灰的抗冲蚀能力，通常将约20mm 高度的迎风端采取硬化措施。
表3 蜂窝式催化剂和平板式催化剂的比较
图10 蜂窝式与平板式催化剂的制造工艺流程比较
3.2 催化剂系统设计与选型
在SCR 布置工艺确定时，催化剂的设计和选型主要受到烟尘浓度、温度以及SO 2浓度的影响：
工程经验表明，当烟尘浓度大于40g/m3（标态，干基，6%O2）时，选用的蜂窝式催化剂孔数应不大于18孔，节距不小于8.2mm ，壁厚不小于0.8mm ，选用平板式催化剂板间距不小于6.7mm ，板厚不小于0.7mm 。鉴于本项目当前实际烟气粉尘浓度已达到55g/m3左右，且粉尘磨损性较为严重，蜂窝式和平板式催化剂虽然均可以采用，但如选用平板式催化剂，应为间距不小于6.7mm ，板厚不小于0.7mm ；如选用蜂窝式催化剂，应为节距不小于8.2mm 的18孔催化剂，且应为顶端硬化类型，硬化长度在20mm 以上。
催化剂中的活性成分V 2O 5含量通常小于1.5%，在这个范围内，V 2O 5含量越大活性越高，但最佳运行温度相差较大。对于活性成分含量较高的催化剂，在300~350℃易发挥其最佳活性；对于活性成分含量适中的催化剂，其最佳使用温度为350~400℃；对于活性成分含量较低的催化剂，其最佳使用温度为375~425℃。对于不同配方的催化剂，在其最佳的使用温度范围之外，活性均降低。对于平均温度较高的工程，尤其超过420℃以上的运行环境，需要增加催化剂中的WO 3含量来提高催化剂的抗烧结能力，延缓催化剂因局部超高温（如大于450℃）烧结所引起的活性惰化。根据摸底测试试验结果（省煤器出口烟温最高达到405℃），本项目应选用活性成分含量较低的催化剂，并适当提高WO 3含量。
受烟气及飞灰的影响，催化剂活性随运行时间逐渐降低：运行初期，惰化速率最快；超过2000h 后，惰化速率趋缓。为了充分发挥每层催化剂的残余活性，最大限度利用现有催化剂，通常采用“X ＋1”模式布置催化剂，初装X 层，预留一层。需要强调指出，为了SCR 运行的经济性，在蜂窝式催化剂选型时宜考虑选择壁厚不小于0.8mm 的催化剂，以便将来采用清洗或再生技术，延长催化剂的使用寿命。典型“2+1”布置形式的催化剂寿命管理见图6-30。
图6-30 脱硝催化剂寿命管理（“2+1”布置模式）
值得说明的是，由于平板式催化剂模块一般是由两层催化剂单体叠加（见图6-11），拥有更多的催化剂布置形式，在国内某电厂就采取过“1.5+0.5+1”的布置方
式，使用这种催化剂布置方案，可以避免多余的半层催化剂在24000h 内飞灰的冲刷和中毒影响，最大限度的延长催化剂的使用寿命。根据厂家计算，在催化剂24000h 寿命后，添加半层催化剂后使用寿命会延长40000h ，再添加一层可以继续延长60000h ，全部“2+1”层的催化剂寿命高达15年以上（图6-12），脱硝催化剂添加和更换的均化成本低，有助于降低投资运行费用，建议本项目在招标催化剂时让平板式催化剂厂商分别提供“X+0.5+0.5”和“X+1”的方案供电厂参考，综合比较。
图6-11 平板式脱硝催化剂的结构
Catalyst Management Plan
500
20
N O x (i n ) , N O x (o u t ) [m g /m 砞
400
300
10
200
100
00
20000
40000
60000
80000
100000
120000
Operating Time [h]
0140000
G a s e o u s A m m o n i a S l i p [m g /m 砞
图6-12 国内某600MW 机组“1.5+0.5+1”脱硝催化剂管理策略示意图
3.3 脱硝吹灰器
为防止脱硝催化剂的堵塞，需要布置吹灰器。吹灰器的形式有声波吹灰器（图6-35）和蒸汽吹灰器（图6-36）等类型，声波和蒸汽吹灰器的比较见表6-6。一般采用蒸汽吹灰器与声波吹灰器联用方案以满足脱硝系统稳定运行要求。
图6-35 声波吹灰器和蒸汽吹灰器形状比较
图6-36 声波吹灰器和蒸汽吹灰器安装形状比较
4 反应器与催化剂安装
脱硝反应器的支撑钢架及烟道、反应器壳体等，采取现场制作组装，利用150t 履带吊和50t 汽车吊相结合的方式进行安装。安装机械布置在锅炉烟道两侧。
根据现场空间、催化剂支撑钢梁布置方式、SCR 反应器的催化剂安装门及吊装方式，催化剂的安装系统（图6-40~6-42）设计如下：
在反应器的外侧平台处设催化剂吊装轨道、电动葫芦及吊装孔，以便将运送到现场的催化剂模块从地面吊装到催化剂安装平台上。
在吊装孔处将催化剂模块放置到轮式平板小车上，运载到反应器后墙的催化剂安装门外等待安装。
将耙式蒸汽吹灰器退出一个行程，使催化剂安装门对应的反应器内部空间没有吹灰器耙管。在上一层催化剂的支撑钢梁下与吹灰器耙管的上方安装带手动葫芦的临时单轨吊，单轨吊伸出安装门外，用手动葫芦将平板小车上的催化剂吊起，运送到反应器内部。
在相邻催化剂的支撑钢梁内侧设置双轨道，以便将双排轮的催化剂运送液压小车放置轨道上。增压后的液压小车平面高于催化剂支撑钢梁，反应器内单轨吊上的催化剂模块首先降落在液压小车上，运送到位后，液压小车卸压将催化剂模块放置在支撑钢梁上。
图6-40 催化剂模块安装示意图
催化剂模块的安装应首先从安装门的远端侧壁处开始，每一行的最后一个模块直接通过反应器内的单轨吊放置，不需要液压小车。每个催化剂模块均有一个编号，安装应严格按照模块编号进行，并注意含有测试条块的催化剂模块应按对称布置。
催化剂模块安装时一定要保证密封沿面对反应器的侧壁，还需要沿模块上部边缘安装密封材料，以防止灰尘积聚在模块之间以及模块和侧壁之间的表面上。必须严格防止灰尘积聚在模块之间，避免因积存灰尘在反应器冷却期间收缩可能造成的破坏。
图6-41 脱硝催化剂现场安装照片
图6-42 脱硝催化剂模块的密封安装示意图