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
1.1
联
80～90%
气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N
2和H
2
O。
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
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
2
O）（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 + 4NH
3 + O
2
→ 4N
2
+ 6H
2
O （3-1）
2NO
2 + 4NH
3
+ O
2
→ 3N
2
+ 6H
2
O （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
/TiO
2
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
2
O
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
NH
4。
后处理
2
）以
➢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SO3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。
2.2S 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SO2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SO2含量都很低，
2.3
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：
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
3~7%）
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。
）。
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V2O5含量通常小于1.5%，在这个范围内，V2O5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
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
3
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
含量。
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
➢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
6-11），
X+1”的
3.3
6-35）
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，。
