左鹏

（福建龙净环保股份有限公司，福建 龙岩 364000）

引言

我国目前国内的燃煤火力发电机组正在开展超低排放改造，东部地区已基本完成改造，中西部地区正在进行。超低排放改造要求燃煤火力发电机组大气污染物中NOx排放浓度在标准状态下不高于50mg/m3。这一政策将使我国的大气污染物NOx排放量大幅减少，空气质量得到显著改善，但同时对烟气脱硝技术也提出了更高的要求。本文对高温低尘SCR脱硝装置在国内外燃煤电厂、工业窑炉及燃气机组等的应用现状进行了概述，并对高温低尘脱硝在火电厂的应用前景进行了展望。

1 SCR脱硝简介

选择性催化还原脱硝（Selective Catalytic Reduction，SCR）是目前国际上应用最为广泛的烟气脱硝技术。该工艺主要采用氨（NH3）作为还原剂，将NOx（NO、NO2）选择性地还原为N2，具有无副产物、脱除效率高、运行可靠及便于维护等优点。反应方程式如下。

根据催化剂的反应活性温度不同，可分为高温SCR脱硝和低温SCR脱硝。低温SCR脱硝的反应温度一般在250℃以下。由于低温催化剂反应活性低，价格昂贵，目前尚未开展大规模工业化应用。高温SCR脱硝的反应温度一般在300℃以上，钒钛系催化剂由于具有较高的反应活性、相对适中的价格及对烟气成分的宽广适应性，在煤电行业烟气脱硝中得到广泛的应用[1、2]。随着环保排放指标的严格，水泥、玻璃、化工等行业的烟气脱硝也有采用钒钛系催化剂的SCR工艺[3]。

目前，我国火电机组的高温SCR烟气脱硝装置均布置在省煤器与空预器之间，位于电除尘器的上游，属于高温高尘布置（见图1）。肖雨亭等研究表明，飞灰颗粒对SCR脱硝催化剂的磨损是导致催化剂使用寿命降低的主要因素之一[4]，传统高温高尘布置的SCR装置处理的烟气中夹带有大量粉尘，对催化剂的磨损严重，活性成分流失较快，且粉尘中含有碱金属（Na、K等）、碱土金属元素（Ca、Mg等）、磷和砷等物质，将会引起催化剂化学中毒，导致其失活[5]。SCR工作在高温高尘环境下，加速了脱硝催化剂寿命的衰减，在燃煤电厂一般约3年即需要更换催化剂。

图1 SCR脱硝装置高温高尘布置

美国、日本、德国有些火电机组的SCR采用高温低尘（粉尘浓度＜100mg/m3）布置（见图2），即将电除尘器放在省煤器的下游，SCR装置布置在高温电除尘器和空预器之间。运行实践表明，在烟气中粉尘被脱除后，几乎不存在催化剂的机械磨损，催化剂的孔径可以更小，催化剂及SCR反应器的体积明显减少，且对催化剂化学活性的有害物质浓度大大降低，催化剂的寿命也得到延长。燃气轮机由于烟气中粉尘含量更低（粉尘浓度＜10mg/m3），其SCR装置嵌入在尾部余热锅炉中，脱硝装置属于高温低尘布置（见图3）。

图2 SCR脱硝装置高温低尘布置

图3 SCR脱硝装置在燃气轮机组中的布置

2 燃煤电厂高温低尘SCR脱硝

我国燃煤火力发电机组的SCR装置均布置在省煤器与空预器之间，采用高温高尘布置，目前尚未见采用高温低尘布置的公开报道。

日本是世界上火电技术和火电机组烟气净化技术最先进的国家之一，也是国际上最早研究在燃煤电厂高温低尘区域布置SCR反应器的国家。1973年日本发布NOx排放标准之后，燃煤电厂开始增设SCR装置，受制于当时催化剂的生产水平，在高温高尘布置时，由于入口烟气粉尘浓度高，对催化剂的磨损大。特别对于含高硅高铝粉尘的烟气，磨蚀性强，催化剂的使用寿命不长（1年内）；运行中易出现堵塞，烟气侧阻力大，造成机组出力不足。因此，一些电厂尝试采用高温静电除尘器，先进行收尘后脱硝，使SCR催化剂在较洁净的烟气环境下工作。运行结果表明，高温低尘脱硝降低了催化剂的磨损，延长了催化剂的使用寿命，降低了烟气侧运行阻力，保障了机组长期稳定运行。

Tomato-Atsuma电厂#1机组（350MW）建于1980年，是日本最先采用高温电除尘器配套SCR脱硝装置的机组，反应器安装了两层钛基板式催化剂，催化剂层未安装吹灰器。高温电除尘器将烟尘浓度从23g/m3降低至45mg/m3，脱硝引风机抽取约25%的低尘烟气进入SCR反应器脱硝后，再将净烟气混入未脱硝的烟气中。在2年的运行过程中，没有发现催化剂及空预器的堵塞，脱硝效率也未下降。催化剂的设计寿命为1年，然而实际运行2年后仍有80%以上的脱硝效率，大大超出当时的预期。该电厂SCR脱硝装置设计及实际运行参数见表1。

表1 Tomato-Atsuma #1机组SCR设计及运行参数

在高温除尘器配套SCR脱硝装置成功应用的基础上，日本在600MW及以上的机组也采用了高温低尘脱硝工艺，如松浦火电厂和竹原火电厂。

松浦火电厂位于日本九州西北部长崎县，总装机容量为2×1000MW，同步安装了高温静电除尘器和SCR烟气脱硝[6]。高温静电除尘器设计出口粉尘排放浓度＜70mg/m3，实际运行值均在10mg/m3内，为SCR的运行提供了极佳的条件。同时松浦电厂的两台机组均采用低氮燃烧技术，有效减少了进入脱硝系统的NOx浓度。SCR催化剂采用板式催化剂，还原剂氨在高温电除尘器与SCR装置之间的烟道注入。SCR装置进口NOx含量200ppm（最大250ppm），出口NOx含量＜50ppm，满足当时的排放要求。

日本竹原火电厂#3机组容量为700MW，SCR装置同样采用高温低尘布置，采用板式催化剂，入口NOx浓度为500mg/m3，出口NOx的排放浓度＜96mg/m3，氨的逃逸量＜2ppm，催化剂的使用寿命＞3年，而最初估计催化剂使用期不会超过1年。

在美国，燃煤电厂采用高温低尘脱硝布置的机组占有相当比例，其关键设备高温电除尘器进入历史的舞台情况与日本不尽相同[7]。日本燃煤电厂采用高温电除尘器主要以延长SCR催化剂寿命为主，而美国燃煤电厂高温电除尘器初始是以提高收尘效率为主。在20世纪70年代，美国提高了燃煤机组烟气中SO2排放指标，部分电厂为降低运行费用，通过改烧低硫煤而不上烟气脱硫装置（FGD）来实现达标排放。由于低硫煤粉尘比电阻较高，采用常规低温（＜200℃）静电除尘器粉尘排放浓度达不到要求。研究表明，提高烟气温度可以大大降低粉尘的比电阻，提高收尘效率。因此，当时很多新建电厂将静电除尘器前移，布置在省煤器与空预器之间。随着美国对NOx的排放指标进一步严格，需要加装SCR烟气脱硝装置，这些电厂就将SCR脱硝装置布置在高温静电除尘器与空预器之间。

位于美国北卡罗莱纳州的Roxboro电厂共计4台机组，总装机容量为2500MW，陆续建于1966～1980年。机组建设时均没有安装SCR装置，Foster Wheeler在2001年先对#4机组（容量700MW）进行脱硝改造，SCR装置布置在高温静电除尘器与空预器之间，SCR采用高温低尘布置[8]。2003年，Foster Wheeler完成对#3机组（容量745MW）SCR脱硝改造，布置在省煤器与空预器之间，除尘器位于空预器之后，SCR采用高温高尘布置。两台机组均设置了两个SCR反应器，烟气自上向下垂直流经反应器，在SCR反应器的前端烟道内布置喷氨格栅。催化剂均采用“2+1”布置，初装两层，预留一层；其中#4机组采用板式催化剂，#3机组采用蜂窝催化剂。

Roxboro电厂#4机组SCR的设计参数见表2[8、9]。进入SCR装置的粉尘浓度设计值在50～100mg/m3，粉尘的平均粒径在5～7μm，考虑到细微粉尘的黏附性，催化剂设置了声波吹灰器。运行结果表明，脱硝效率大于79%，满足设计要求，投运初期氨逃逸分别为0.4ppm（满负荷工况）和0.1ppm（18%负荷工况），SO2/SO3的转化率在两个反应器分别为0.62%和0.84%，运行阻力在0.8～1 in.WC（＜249Pa），且催化剂无积灰现象（见图4）。

Roxboro电厂#3机组自投运后，由于流场严重不均匀，在省煤器出口装设的防止大颗粒粉尘进入SCR反应器的钢丝网也很快被磨穿，催化剂表面积灰量大，磨损严重（见图5），导致SCR阻力高，脱硝效率下降，氨逃逸量增加。2009年，委托Airflow Sciences Corporation进行流场试验，通过进一步改造，优化了流场，积灰现象有所减缓，但未能完全消除（见图6）。由此可看出，低尘脱硝的运行稳定性优于高尘脱硝。

表2 Roxboro电厂#4机组SCR设计参数

图4 #4机组SCR运行情况

图5 #3机组改造前SCR积灰情况

图6 #3机组改造后SCR积灰情况

3 玻璃窑炉高温低尘脱硝

玻璃熔炉火焰温度高达1650℃～2000℃，烟气中的NOx以热力型为主。以天然气为燃料的窑炉排放NOx含量通常在1800～2600mg/m3，要满足《平板玻璃工业污染物排放标准》（GB 26453—2011》[10]中NOx＜700mg/m3的指标，需要加装SCR脱硝装置。

玻璃窑炉烟气的含尘量较低（＜0.3g/m3），然而配方中的重碱用量较大，烟尘含有较多的碱金属氧化物（见表3），且粉尘的粒径很细（见表4），对催化剂的毒害较大，因此，必须先高温除尘再进行SCR脱硝[11]。

表3 浮法烟尘灰成分质量百分比[13]

表4 浮法粉尘粒径[13]

贾世昌等报道了SCR烟气脱硝在某玻璃公司天然气浮法玻璃窑炉上的应用[11]。该厂两条平板玻璃生产线（能力为600t/d和900t/d）的玻璃窑炉采用高温电除尘器和SCR脱硝装置。前端高温电除尘器将粉尘浓度从180mg/m3降低到50mg/m3以内，SCR脱硝装置处理烟气量分别为97 500m3/h和125 000m3/h，入口NOx浓度2200mg/m3，投运后NOx排放指标满足设计要求（＜700mg/m3）。

4 燃气机组高温无尘脱硝

燃气轮机产生的NOx主要由空气中的氮在高温气氛下氧化生成，属于热力型NOx，不同于以燃料型为主的燃煤机组生成的NOx。热力型NOx在温度低于1650℃时的生成量很小，因此，燃气-蒸汽联合循环机组最普遍的控制NOx排放方法是低NOx燃烧器。随着环保指标的提高，如北京市的地方标准《固定式燃气轮机大气污染物排放标准》（DB 11/847—2011）规定：NOx的最高允许排放浓度为30mg/m3，燃气-蒸汽联合循环机组加SCR脱硝成为强制性的要求。

对于燃气-蒸汽联合循环机组而言，SCR反应器布置在与催化剂运行温度相匹配的尾部水平烟道内。燃气机组烟气的飞灰含量低，且尾部烟道变向少，烟气流场均匀，因此其脱硝效率要高于燃煤机组。对于燃气机组的催化剂来说，不需要考虑积灰和磨损问题，通常采用节距和壁厚更小的蜂窝式催化剂。孔径越大的催化剂比表面积越小，需要的体积量更多，但运行压降低；孔径越小比表面积越大，需要的体积量小，但运行阻力较大。在燃气项目中，烟气中不含SO2和SO3成分，不需考虑NH4HSO4（ABS）沉积的问题，因此其允许的运行温度可低至200℃[12]。

北京西北热电中心京能燃气热电工程由3台SGT5-4000F（4+）燃机组成，为1套“二拖一”和1套“一拖一”燃气-蒸汽联合循环供热机组，燃料为天然气，2014年下半年投运。SCR入口烟气成分见表5，催化剂层数采取“1＋1”模式布置，初装1层预留1层，采用托普索有限公司的DNX-GT蜂窝式催化剂，NOx脱除效率不低于85%。SCR脱硝催化剂布置在余热锅炉的水平烟道上，烟气水平流动，催化剂水平布置，未设置清灰器。单台机组催化剂体积为50.16m3，催化剂的化学寿命及机械寿命分别大于3万h和5万h。

表5 SCR入口烟气参数

5 高温低尘脱硝及展望

高温低尘脱硝工艺在燃煤电厂的研发和应用都有较长的历史，但在燃煤电厂的烟气净化工艺中并未成为主流，主要原因：1）高温电除尘器的除尘性能受煤质或灰分性质影响较大，排放不稳定。由于燃煤电厂的烟气量较大，高温除尘工艺大都选用高温静电除尘器，静电除尘器的效率受制于粉尘的比电阻，与燃煤煤质关系很大，煤种波动时，高温静电除尘器出口的排放会随之波动。2）高温电除尘器的投资较高。高温静电除尘器处理的工况烟气量较常规除尘器的工况烟气量大很多，如对于处理相同标况烟气量的除尘器，350℃的工况烟气量是150℃的1.47倍，意味着在同样的烟气流速下，高温电除尘器的占地面积和钢材耗量要远大于常规电除尘器，且高温下除尘器的材质要求也相对提高，因此其投资较常规的电除尘器高。3）SCR脱硝催化剂技术的进步，催化剂的性能有了大幅度改善，其寿命得到延长，燃煤电厂一般约3年更换一次。

综合高温低（无）尘脱硝在燃煤电厂、燃气轮机及玻璃熔窑的应用，充分表明高温低（无）尘脱硝对于延长催化剂的使用寿命、减少催化剂及反应器的体积、降低烟气系统的阻力都有积极的意义。特别随着目前国内火电行业超洁净改造的进行，污染物的排放指标趋于严格，NOx、粉尘的排放限值分别为50mg/m3和10mg/m3，现有的先脱硝后除尘工艺暴露出诸多弊端。

针对NOx的超低改造，国内大都是通过增加备用层催化剂来实现超低排放，这种改造工艺带来了诸多不利影响：1）增加备用层催化剂后，烟气侧运行阻力增加，引风机的电流值上升，导致企业用电率提高；2）备用层催化剂投运后，增加了SO2/SO3的转化率，特别在燃用高硫煤的机组，生成了大量ABS，导致下游空气预热器及除尘器ABS堵塞问题严重，降低了机组的出力，严重时甚至不得不定期停机冲洗，造成重大的经济损失；3）由于国内电厂的煤质来源复杂，催化剂的运行条件，特别是入口烟气粉尘浓度较设计值有较大偏差，导致催化剂的寿命远低于预期；4）使国内废弃催化剂的数量大大增加，增加了电厂危险废物的处置费用。

6 结语

开发新型高效稳定的高温除尘设备置于SCR脱硝的上游，达到粉尘和NOx的超低排放，将为国内燃煤机组的超低排放改造提供一种新的选择。以电袋复合除尘器为核心的高温低尘脱硝工艺，在省煤器与空预器之间布置高温超净电袋复合除尘器和SCR反应器，使进入SCR反应器烟气的粉尘浓度降低到10mg/m3以内，使催化剂工作于无尘环境中，从而延长催化剂的寿命，避免空预器的堵塞。超净电袋复合除尘技术与静电除尘器相比，具有粉尘排放浓度低，排放性能稳定，不受入炉煤种的波动影响，在国内300MW、600MW、1000MW等级的机组上均有广泛的应用。解决了困扰高温电袋复合除尘器发展的关键性问题（如高温滤料的选择、气流的分布等），并在中试中取得良好的排放效果。高温电袋复合除尘技术为高温低尘脱硝的发展提供了坚实的基础，为燃煤电厂超低排放提供了一种更加高效、稳定的技术路线。