火电厂脱硝技术

火电厂脱硝技术（通用10篇）

篇1：火电厂脱硝技术

大型火电机组SCR烟气脱硝技术探讨

选择性催化还原脱硝工艺是目前处理燃煤电厂大型火电机组氮氧化物的最主要方法.文章在介绍SCR工艺脱硝原理的.基础上,较为详细地介绍了SCR系统构成、装置布置、催化剂的选择及运行控制注意事项,并对该工艺在大型火电机组中的应用前景进行了展望.

作 者：刘国华 张江洪 陈丽娟 作者单位：刘国华(河南机电高等专科学校)

张江洪,陈丽娟(新乡市环境保护科学设计研究院,河南,新乡,453002)

刊 名：河南机电高等专科学校学报英文刊名：JOURNAL OF HENAN MECHANICAL AND EECTRICAL ENGINEERING COLLEGE年，卷(期)：200816(3)分类号：X701关键词：烟气脱硝 氟氧化物 SCR

篇2：火电厂脱硝技术

燃煤发电厂SCR脱硝技术原理及催化剂的选择

摘要：阐述了SCR反应的`基本原理,SCR高含尘布置系统主要构成以及选择催化剂应注意的要素.作 者：朱小文 ZHU Xiao-wen 作者单位：广东粤华发电有限责任公司基建工程部,广州,510731期 刊：环境科学与技术 ISTICPKU Journal：ENVIRONMENTAL SCIENCE & TECHNOLOGY年，卷(期)：,29(9)分类号：X773关键词：烟气脱硝 SCR 催化剂

篇3：火电厂脱硝技术

1 火电厂脱硫脱硝技术

1.1 同时脱硫脱硝

这种技术的顺利实施的前提条件是要建立不同的两套设备, 并共同对设备产生的二氧化硫以及氮氧化物实施脱除, 这种方法对于脱除设备和空间的要求的较高, 并需要设备和操作空间达到规范的要求[2]。这种方法受到了有关部门以及专家学者的普遍重视, 根据其在火电厂的实际运用状况来分析, 其逐渐实现成熟, 并在能够实现大规模的运用。

这种技术分为燃烧之后、燃烧过程中进行脱硫脱硝两种不同的方法, 结合火电厂所制定的可持续发展方案来分析, 有着的运用范围更加广泛。而且, 这类技术分为湿法和干法两种。在之前国际社会中对于脱硫脱硝技术的研究工作较为普遍, 随着经济发展和社会进步, 脱硫脱硝技术的研究方向开始向湿式转变。本文主要对这种方法进行分析, 过氧化氢吸收技术的顺利实施则是对烟气中产生的氮氧化物大都具有一氧化氮的性质, 并且该种物质的溶点相对较低, 为了能够保证脱硝工作的顺利完成, 在设计系统过程中, 要能够氧化处理一氧化氮, 并将其转变为二氧化氮;后者同前者相比较容易被碱性溶液或者水溶液吸收。在进行生产时, 常用的氧化剂包括过氧化氢和高锰酸钾等, 因为过氧化氢所表现的低排放性特征, 因此, 得到了有关研究人员的极大重视。

络合吸收脱硫脱硝技术具有较为显著的中湿式脱硫脱硝特征, 其发展的运行的工作原理就是通过添加络合吸收溶液, 让废气中所具有的一氧化氮物质出现显著的反应, 提升这种物质的溶解效率[3]。

最后一种方法为耦合湿式氨法脱硫脱硝, 利用等离子体实现一氧化碳氧化反应, 提升系统内部的脱硫效率, 将二氧化碳以及氮氧化物进行脱除。目前, 碱液吸收和等离子体氧化融为一体的脱硫方法在实际运用中得到了一定的成效。

1.2 联合脱硫脱硝

当前火电行业运用较为普遍的脱硫脱硝技术为联合脱硫脱硝, 因为过去的脱硫脱硝技术在实际运用过程中能够有效脱除烟气中存在的二氧化碳, 而且通过SCR这种选择性催化技术的运用, 能够有效脱除烟气中存在的氮氧化物, 二者的这种互不干涉、共同作用能够, 从而达到显著的脱除效果[4]。根据现代发展状况来分析, 日本、瑞典等发达国家所使用的联合脱硫脱硝技术逐渐走向完善和成熟, 这项技术的有点就是无论氮氧化物和二氧化硫的浓度高低, 其脱硫率能够达到90%左右。但是, 这种技术在实际运用过程中也存在缺陷, 例如让设备表面存在一定的结垢, 从而影响到实际的脱除效率, 导致脱除设备产生腐蚀以及堵塞等消极影响。

利用WFGO装置得以使用的塔式液相氧化吸收脱硫脱硝技术在添加相似的脱硫脱硝设备之后, 能够在塔内达到脱硫脱硝的效果。在系统运行过程中, 为了能够更加顺利地完成脱硫以及脱硝工作, 要能够对脱硝以及脱硫液加以分类, 从根本上达到安全、稳定的硬性标准要求。

2 火电厂脱硫脱硝技术在火电厂运用的未来发展方向

作为发展中国家之一, 我国现阶段电力行业选择的这种脱硫脱硝技术和发达国家相比较存在显著的差距。但是, 这并不是说我国电力行业没有为节能减排作出任何贡献。在今后的发展领域中, 首先要能够实现“因地制宜”, 结合区域发展具体状况来分析, 要能够针对脱硫脱硝现状作出正确的选择, 从而实现最低排放[5]。老电厂在保证脱除效率不断提升的基础之上, 要能够联合对脱硫脱硝技术加以运用;新电厂可以结合自身发展状况来实施同时脱硫脱硝烟气处理工作。

其次, 有关部门要能够加大对相关研发工作的支持, 从实验室研究中走到现实生产研究活动中, 保证在分析问题的基础之上提出相应的解决方案, 满足低消耗、高效率的脱硫脱硝工作要求。最后, 催化法作为当前对污染物进行吸收以及转换所用的一种主要方法之一, 除了能够达到降低能耗、生产出一定副产品的要求之外, 还能够不断提升催化剂的利用率。

3 结语

人们的正常生活和生产离不开电能的支持, 为了能够达到保护自然环境, 相应国家环境保护、资源节约的方针要求, 可以选择多种有效方式来降低废气排放量, 减少空气中氮氧化物、二氧化硫的含量, 从而获得更加显著的经济以及社会效益。有关部门对于脱硫脱硝技术的运用, 要能够综合考虑其可行性、安全性, 还要能够结合其发展运行来衡量脱除效率以及成本控制等指标, 选择恰当的脱除技术, 从而保证我国电力事业的顺利发展。

摘要：随着现代经济社会的不断发展, 环境保护工作开始得到区域政府有关部门的重视, 氮氧化物作为酸雨、大气污染、化学烟雾的主要诱因。要想能够从根本上控制这类污染物的排放, 就要从源头处入手。火电厂如何在节能减排领域中有效经济的减少氮氧化物的排放成为其需要解决的主要问题, 本文主要对火电厂脱硫脱硝技术进行分析和探讨, 并对其未来发展趋势加以阐述, 从而为建设可持续发展社会贡献出一定的力量。

关键词：火电厂,脱硝技术,脱硫脱硝

参考文献

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篇4：火电厂烟气脱硝技术概述

关键词：火电厂；烟气脱硝；氮氧化物

中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）12-0061-03

就目前的情况来看，在火电厂日常运行过程当中时常会向外部环境中排出大量的氮氧化物，如此大量地排放会催生光化学烟雾以及酸雨问题，导致人们的身体健康遭遇较大威胁。一般来说，通常能够将氮氧化物的形成机理划分为燃料型、热力型以及快速型三个类型内容，其中，燃料型氮氧化物指的是氮化合物在实际的燃烧进程当中通过氧化作用而形成的氮氧化物，热力型氮氧化物则指的是空气中的氮气与氧气在高温燃烧之下生成的氮氧化物（该物质的生成是跟氧气浓度以及燃烧温度、气体在高温区的停留时间息息相关的），快速型氮氧化物指的是由火焰边缘所产生的氮氧化物（该物质生成量相对较少，通常不对其展开研究）。近年来，伴随着全球日益严峻的环境形势，世界各国均对氮氧化物提供愈发高的排放要求，我国火电企业为充分满足相应环保要求，则需优化运用高效的脱硝技术。

1 火电厂烟气脱硝技术简析

一般来说，针对火电厂氮氧化物展开燃烧后控制所涉及的相关应用技术可被称作是烟气脱硝技术，该技术的主要特征是能够把烟气中所形成的氮氧化物固定下来而后还原成氮气，拥有较高的工作效率，可谓是一种潜力较大的脱硝技术，在火电厂运行过程中有着较为广泛的应用。

1.1 选择性催化还原脱硝技术

在火电厂实际的运行过程当中，为充分实现氮氧化排放量的有效降低，则需针对燃烧后所形成的烟气实施合理的脱硝处理，就目前的情况来看，湿法以及干法、半干法是三种主要的线形烟气脱硝技术。对比而言，干法中所涉及的SCR技术能够在火电厂中获得可靠运用，该项技术更显成熟。从上世纪七十年代开始，欧洲及日本首先开始使用SCR技术应用于燃油及燃气电厂锅炉工作中，自上世纪八十年代，该项技术在燃煤电厂锅炉中获得较为广泛的合理运用。具体来说，可将SCR技术解释为，在催化剂条件下，运用NH3及一氧化碳（或者是其他类型的碳氧化物）当作是还原剂，使其跟存在于烟气的一氧化氮进行反应还原出氮气与水；对应的反应温度达到300℃～450℃，则能够获取70%～90%的脱硝率。其中，NH3-SCR技术可靠性更强，现如今，该项技术在全世界获得较为广泛的合理应用。将NH3当作是还原剂材料的时候，SCR反应对应的化学方程式是

4NH3+4NO+3O2→4N2+6H2O

通过分析该化学式后不难发现，SCR反应属于氧化还原反应，所以其所遵循的是氧化还原机理。在整个SCR系统当中，会对整个过程造成直接影响的关键参数涵盖有氧气浓度以及水蒸气浓度、烟气流速、烟气温度、氨滑移及催化剂等方面内容。

1.2 低温SCR技术

一般来说，该项技术主要指的是SCR反应总所使用的催化剂对应温度通常控制在120℃～300℃范围内，甚是会是更低的温度状况，研究探索运用NH3进行氮氧化物的选择性还原这项低温SCR工艺虽基本取得良好的成绩，但是相较于其他类型的烟气脱硝技术或者是中高温度的SCR工艺而言，针对低温SCR展开研究的具体目的在于几个方面的内容，第一，低温催化剂的活性、选择性与自身固有特性；第二，硫酸氨、氧化亚氮以及硝酸铵所受到的温度环境及烟气成分对其的影响；第三，针对低温条件下催化剂给予水蒸气的影响展开合理性研究。

1.3 选择性非催化还原脱硝技术

选择性非催化还原脱硝技术又可被称作是SNCR，其主要指的是将NH3及尿素等还原剂喷入到锅炉炉膛折焰角上方位置或者是再热器、过热器等对应的水平烟道位置，进行该反应的温度通常是800℃～1000℃。若是温度高于1000℃，则NH3可被氧化成为为氮氧化物，若是温度低于800℃则对应脱硝率处于较低水平，此时SNCR脱硝技术对应的脱硝效率是30%～50%，极易导致氨气逃逸，催生严重的环境污染状况。针对现有的中小型锅炉实施改造能够实现对该项工艺的有效运用，其所涉及的投资费用相对较低些，但是会催生较大逃逸率及较低的脱硝效率。SCR、低氮氧化物燃烧器以及再燃烧技术等等多项技术跟SCNR技术的联用可谓是现今SCNR技术的主要发展方向。经过研究可以知道，SCNR对应的脱硝率处于60%以上时，SCR技术与SCNR技术联用能够起到良好经济可行目的；将SCR技术与在燃烧技术联用则能够获取高达80%的脱硝效率；联用SNCR技术与低氮氧化物燃烧技术，相较于单独运用SCNR技术而言，其效果提升45%之多。

2 SCR技术的有效运用

通常，SCR反应器一般都是除尘器设备前进行合理设置的，由于形成数量较多的飞灰，易导致压力损失的增加以及催化剂磨损堵塞的问题情况出现，为实现问题的良好解决，则需把催化剂材料固定于不锈钢版面位置或者是将其制作成蜂窝的形状。就目前的情况来看，蜂窝式、波纹板式及平板式是三种主要的SCR催化剂结构形式，具体来说，蜂窝式催化剂为均质催化剂，对应的特征优势在于单位体内所拥有的催化剂活性相对较高，获取同样的脱硝效率时需要的催化剂体积相对较小些；波纹板式催化剂能够有机融合板式催化剂跟蜂窝式催化的相关特征优势，拥有耐热性强、抗冲击性能优良、重量轻、抗毒性良好、二氧化硫氧化率较低等等优点，可是该种催化剂所拥有抗磨损性能相对较差些，其在实际含灰量比较低的烟气环境中较为适用；平板式催化剂表面积相对较小，其模块拥有较低的活性与较大的重量，其床层压力损失相对较低，具备有良好的抗腐蚀与抗磨损性能，适用于高尘环境中。

通过研究不难发现，在各个火电厂发电机组中运用SCR技术能够获取较为良好的应用效果，当氮氧化物的排放浓度可控制在每立方米38～57毫克的范围内时，能够取得高达80%以上的脱硫效率，且能够从充分符合相关标准及限值要求。进口氮氧化物的浓度通常实在每立方米265～472毫克范围之内，选择性非催化还原法即SNCR技术对应的脱硝效率是40%左右，若是未能取得良好的技术突破，运用SNCR技术实施烟气脱硝则是难以达到对应的限值要求的。

3 结语

综上，火电厂烟气脱硝工作的重要性不容忽视，其在火电厂运行中占据着重要的应用地位，SCR作为目前的主流的脱硝技术，其效率较高，且甚为成熟，能够达到良好的脱硝目的，广为火电厂所用。

参考文献

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篇5：火电厂脱硝技术

SCR工艺是火电厂的主流烟气脱硝技术,催化剂是SCR脱硝工艺的核心.通过对不同型式催化剂特性及其应用的对比分析,得出了蜂窝式催化荆综合性能较优的`结论,并对不同烟气条件下的催化剂选择提出了建议.

作 者：王义兵 孙叶柱 陈丰 林勇 梁学东 作者单位：王义兵,孙叶柱,陈丰,林勇(华能国际电力股份有限公司,北京,100031)

梁学东(华能南京金陵发电有限公司,江苏,南京,210034)

篇6：电厂SNCR脱硝可行性报告

1、国内外SNCR脱硝在电厂锅炉和工业锅炉上已广泛应用，脱硝率达标，该项技术已经为相关专家认定为最成熟可靠的脱硝技术。

2、锅炉烟气的温度有符合SNCR反应的最佳温度范围，可以确保最高的脱硝率。

3、中小型锅炉炉膛和烟道截面积小，有利雾场分布和还原剂的混合，确保脱硝率。

4、投资低且不需要对锅炉进行改造，对锅炉系统的正常运行几本无影响。电厂锅炉SNCR脱硝系统有氨水和尿素两种还原剂，以下分别对两种系统进行介绍。

1、电厂SNCR（尿素）脱硝系统

系统型号：SNCR-EEN 系统结构：该系统主要有五部分组成：尿素溶液配制系统、尿素溶液储存系统、加压冲洗系统、雾化喷射系统、自动控制系统； 系统特点：

1、不需要大规模改造，不使用催化剂，不产生固体废料。

2、操作简单，故障率低，停机自动冲洗，防止尿素溶液在管路中结晶。

3、关键设备部件都设有备用，保证系统安全运行。

4、锅炉温度符合SNCR的最佳反应温度，脱硝效率高。

5、尿素无毒无害，系统安全系数高，没有安全隐患。

6、对生产工艺和锅炉设备质量无影响。

系统用途：用于水泥生产线、电厂锅炉、工业锅炉的烟气脱硝。

系统维护：定期对管路阀门和脱硝喷枪进行检查，杜绝跑冒滴漏现象发生，停机时对管路进行冲洗，防止尿素溶液结晶，堵塞管路。

2、电厂SNCR（氨水）脱硝系统

系统型号：SNCR-EEA 系统结构：该系统主要有四部分组成：氨水存储系统、氨水稀释加压系统、溶液喷射雾化系统、自动控制系统。系统特点：

1、不需要大规模改造，不使用催化剂，不产生固体废料。

2、不需要还原剂的溶解过程，自动化程度高。

3、关键设备部件都设有备用，保证系统安全运行。

4、锅炉温度符合SNCR的最佳反应温度，脱硝效率高。

5、对生产工艺和锅炉设备质量无影响。

系统用途：用于水泥生产线、电厂锅炉、工业锅炉的烟气脱硝。

篇7：烟气脱硝技术及其技术经济分析

摘要：介绍了SCR、SNCR以及SNCR/SCR联合技术等3种脱硝技术,并引进了对电厂投资脱硝设备决策有重要意义的.技术经济分析方法.主要考虑3种脱硝技术的设计参数及对电厂现有设备运行的影响;通过计算年费用、脱除每吨NOx的费用以及排污费、贷款政策对脱氮费用的影响等进行综合比较.将经济学的动态分析模型用于对烟气脱硝装置的经济评价,为电厂进行初步决策和可行性研究提供了依据.作 者：吴阿峰 李明伟 黄涛 谭灿 WU A-feng LI Ming-wei HUANG Tao TAN Can-shen 作者单位：吴阿峰,李明伟,谭灿,WU A-feng,LI Ming-wei,TAN Can-shen(重庆大学,动力工程学院,重庆,400030)

黄涛,HUANG Tao(广东省电力设计研究院,环保部,广东,广州,510600)

篇8：火电厂脱硝技术研究

1 脱硝技术的现状

随着科技的发展, 脱硝技术在火电厂已经得到非常广泛的运用, 脱硝技术的种类也是非常多的, 在火电厂的实际生产过程中, 可以根据不同的需求采取不同的措施。其实煤的燃烧产生的污染物并不仅仅只有氮氧化物, 所以针对需要处理污染物的类型, 现有的脱硝技术就可以分为单一脱硝技术和多污染物协同控制技术, 单一脱硝技术顾名思义就是只针对煤燃烧产生的氮氧化物进行脱硝处理, 而多污染物协同控制技术则是针对煤燃烧产生的多类污染物, 例如:氮氧化物、硫氧化物以及烟尘等。

2 脱硝技术的概念及分类

煤燃烧会产生大量的氮氧化物, 为了减少氮氧化物的排放, 火电厂经常会使用脱硝技术, 一般情况下, 脱硝技术可以在燃烧前、燃烧过程中或者是燃烧后使用, 在火电厂燃烧前脱硝经常会运用加氢脱硝和洗选, 这种脱硝技术可以说算是从源头上减少煤燃烧产生氮氧化物的量;燃烧过程中使用脱硝技术, 也是从源头上来治理氮氧化物的污染问题, 而且燃烧过程中是使用不同的技术来控制煤燃烧生成的烟气中排放的氮氧化物, 含氮物质在燃烧时会因为不同的温度生成不同的氮氧化物, 而造成空气污染的一般都是一氧化氮、二氧化氮, 只要将温度控制好, 就可以减少这类物质的产生;燃烧后脱硝很明显就是对煤燃烧之后产生的烟气进行处理, 这些烟气中可能含有大量的一氧化氮、二氧化氮, 只要在将烟气排放到外界前对其进行一定的处理, 使其中对大气有害的氮氧化物进行转化, 那么就能有效的减少空气污染。

3 主要脱硝技术分析

3.1 低氮燃烧技术

低氮燃烧技术是非常传统的脱硝技术, 其实也就是通过改善燃烧煤时的条件来控制煤燃烧时的一些关键性参数, 所谓的条件有很大一部分是温度, 因为对煤燃烧产物影响最大的因素就是温度, 温度不同, 煤燃烧可以产生不同的氮氧化物。低氮燃烧技术也有很多中, 而且不同类型的技术其脱氮效果也不一样, 其中使用分段燃烧和烟气再循环的处理方式可以达到脱硝的最佳效果。低氮燃烧技术对脱硝虽然有一定的效果, 但是总体上来说, 对于火电厂这类需要燃烧大量煤的场所来说, 总的脱硝效果还是属于比较差的。

3.2 选择性催化还原法

选择性催化还原法可以简称为SCR法, 这种方法是一种化学方法, 其中涉及到一定的化学反应, 燃烧煤之后, 将烟气置于大的容器内, 用氨作为还原剂, 与煤燃烧产生的烟气放在一起, 在一定温度并且加上催化剂的时候, 氨可以与那些氮氧化物进行反应, 将其还原成氮气, 这种方法的脱硝效果是非常好的, 可以大约减少80%的氮氧化物的排放, 此外, SCR技术还有一些优点:不形成二次污染, 需要的装置比较简单等, 但是此方法同时还存在一定的缺点, 因为要使这个反应进行, 就一定要使用催化剂, 在操作的时候, 是非常容易出现催化剂中毒而使活性下降, 会对反应产生一定的影响。

3.3 湿法烟气脱硝技术

湿法烟气脱硝技术也可以称之为氧化法, 氮氧化物中会产生空气污染的主要是一氧化氮和二氧化氮, 二氧化氮溶于水的话就可以生成硝酸, 而一氧化氮可以通过与氧气反应生成二氧化氮, 然后经过与二氧化氮一样的处理过程, 这样就可以非常方便的将煤燃烧产生的有害气体处理好, 虽然这种技术的设备比较简单, 但是需要耗费大量的氧气, 可以说是耗能比较严重的一种技术。

3.4 SNCR和SCR相结合技术

火电厂的脱硝技术有很多, 每种方法都有其不同的优缺点, 但是在实际应用中, 为了提高脱硝效率, 可以考虑将两种脱硝技术结合起来使用, 例如SNCR和SCR的混合技术, 这两种技术原理都与还原反应有关, SCNR技术喷射到锅炉中的还原剂可以与SCR技术使用氨催化反应相结合, 这样一起形成的最终反应, 可以减少这两种技术的需求程度, 同时也可以提高脱硝效率。

4 结语

火电厂在人们生活中是必不可少的一个结构, 面对其排出的一些有害气体, 应该及时的运用科学合理的技术进行处理, 脱硝技术是为了减少氮氧化物的排放, 近年来, 随着环境污染的剧增, 各种自然灾害发生的越来越频繁, 为了保护人类赖以生存的地球, 全面落实环境保护是每个人的责任。虽然火电厂的脱硝工程是非常复杂的, 但是只要在实际生产过程中, 经过合理的分析, 科学的推断, 选择最有效、最可行的脱硝技术, 那么火电厂就可以更加成功的落实脱硝工作的进行。

参考文献

篇9：脱硝技术在火电厂中的应用

【关键词】火电厂；锅炉；脱硝；氮氧化物

1.引言

随着我国经济的高速发展，电力装机容量也在持续增加。而在所有的发电厂中，火力发电厂占了一半以上，这就促使了煤的用量持续不断增加，排向大气的硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和粉尘也越来越多，大气污染治理迫在眉睫。随着脱硫装置和除尘装置在火电厂中的全面投入。近年，脱硝装置的投入成了硬性指标。脱硝技术的研究也成为了控制氮氧化物排放的重点工作。

2.烟气脱硝技术的类型

脱硝技术也就是控制氮氧化物排放浓度的技术，氮氧化物形成的原理各不相同，其中又以热力型为主。因此为了从源头上控制氮氧化物浓度，首先应考虑炉内的低NOx燃烧技术，通过低NOx燃烧器的燃烧技术和燃烧调整的方法，最终把排放出来的NOx的浓度降低到一半左右。低NOx燃烧技术的初投资和相应的成本较低，运行维护费用也低。在国家规定的NOx排放标准较低时，是比较理想的选择。目前常用的烟气脱硝方法包含：选择性非催化还原法（SNCR）、选择性催化还原法（SCR）和电子束联合脱硫脱硝法。综合考虑成本，低氮+SCR对于大部分300MW及以上火电机组较为适合。另外，根据工程应用情况来看，SNCR的适应性相对较差，且其脱硝效率较低，比SCR相差甚远，因此在国家污染物排放法规越来越严的情况下，SCR已成为绝大多数的选择，我国2015年要求全部电厂排放浓度低于100mg/m3。还原剂无论采用尿素、液氨或氨水中的哪一种，最终都是生成氨气，只是存储、输送系统不同，且三者运输、投资、运行成本和安全要求差异较大，综合来说液氨最经济划算，尿素最安全。

3.选择性催化还原法（SCR）简介

1950年，美国人首先提出SCR（Selective Catalytic Reduction〕的概念。1959年，美国Eegelhard公司，申请了SCR技术的发明专利。1972年，日本开始正式研究和开发。后来日本在该国环保政策的驱动下，成功研制出了现今被广泛使用的V2O5、TiO2等催化剂，并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用。选择性催化还原法（SCR）是利用催化剂铁、钒、铬、钴、镍及碱金属在温度为200℃～450℃时将NOx还原为N2的一种方法。NH3具有选择性，能与NOx能发生反应，但基本不与O2反应。

4.选择性催化还原法（SCR）的反应原理

目前，我国使用最广泛的就是选择性催化还原法（SCR），其原理就是在反应器入口烟道中喷入氨气，氨气与烟气充分混合后进入装有催化剂的反应器，在催化剂的作用下发生还原反应，实现氮氧化物的脱除，化学反应式如下：

4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O

2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O

一般通过使用适当的催化剂，上述反应在200℃～450℃的温度范围内即可进行，而在310°C-420°C的范围内效率最高，锅炉的安全性和经济性上也最好。在NH3/NO=1的情况下，可以达到80～90%的脱硝效率。

5.选择性催化还原法（SCR）系统的组成

SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区，通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应。SCR反应器设置于空气预热器前，氨气在SCR反应器的上方，通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx浓度、反应温度、反应器内还原剂的停留时间、NH3/NOx摩尔比、NH3的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等。

6.选择性催化还原法（SCR）催化剂的性能

对催化剂性能影响较大的因素有反应温度、催化剂量、氨的注入量。由于在310℃～420℃，催化剂有最佳活性，通常脱硝反应设定在这个温度范围内。当反应温度不在这个温度范围内时，催化剂的性能将降低，尤其是在高温区域使用时，由于过热促使催化剂的表面被烧结，使催化剂寿命降低。在电厂实际运行中，随着使用时间的增加，催化剂性能的下降是不可避免的，其性能下降的程度随燃料性质、烟气温度的变化而有所不同。通常是以一定反应条件下的反应速度常数来评价催化剂。催化剂的性能随着使用时间的增加而下降，当其性质不能满足设计要求时，就需要更换催化剂。

7.结语

近年，国内火电机组新投入的脱硝装置大多数为选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术。但是，我国目前尚未形成自主知识产权的技术，脱硝装置的设计、监测、调试、运行、管理等各方面的经验都相对缺乏。因此，在火电厂锅炉SCR烟气脱硝系统工艺设计和运行中，可以借鉴发达国家取得的经验来进行合理的优化设计。本文详细地介绍了SCR法烟气脱硝法的原理以及系统构成和催化剂的性能等，希望使读者对火电厂的烟氣脱硝技术有所了解，以便更好地保护和治理大气环境问题。

参考文献

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篇10：非选择性催化脱硝技术

选择性非催化还原烟气脱硝技术

选择性催化还原脱除NOX的运行成本主要受催化刑寿命的影响，一种不需要催化剂的选 择性还原过程或许更加诱人，这就是选择性非催化还原(Selective non-catalytic reduction, SNCR)脱除NOX技术。该技术是把含有NHX基的还原剂，喷入炉膛温度为800-1100℃的区域，该还原剂迅速热分解成NH3并与烟气中的NOX进行SNCR反应生成N 2。该方法以炉膛为反应器，可通过对锅炉进行改造实现，具有诱人的工业前景。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术在燃煤电厂的工业应用是在90年代初开始的、目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在2GW以上。

一、SNCR脱NOx工艺流程和过程化学

(一)、工艺流程

图5-36示出了一个典型的SNCR工艺布置图，它由还原剂贮槽、多层还原剂喷入装置和与之相匹配的控制仪表等组成。SNCR反应物贮存和操作系统同SCR系统是相似的，但它所需的氨和尿素的量比SCR工艺要高一些。

从SNCR系统逸出的氨可能来自两种情况。一是由于喷入的温度低影响了氨与NOX的反应；另一种可能是喷入的还原剂过量，从而导致还原剂不均匀分布。由于不可能得到有效的喷入还原剂的反馈信息，所以控制SNCR体系中氨的逸出是相当困难的，但通过在出口烟管 中加装一个能连续准确测量氨的逸出量的装置，可改进现行的SNCR系统。

还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到锅炉内最有效的部位，因为NOX分布在炉膛对流断面上是经常变化的，如果喷入控制点太少或喷到锅炉中整个断面上的氨不均匀，则一定会出现分布率较差和较高的氨逸出量。在较大的燃煤锅炉中，还原剂的分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。多层投料同单层投料一样在每个喷入的水平切面上通常都要遵循锅炉负荷改变引起温度变化的原则。然而，由于这些喷入量和区域是非常复杂的，因此要做到很好的调节也是很困难的。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则泄漏的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会生成(NH4)2SO4，易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。

SNCR法的喷氨点应选择在锅炉炉膛上部相应的位置，并保证与烟气良好混合。若喷入 的为尿素溶液，其含量应为50％左右。(二)、过程化学

研究发现，在炉膛900-1100℃这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR法。在900-1100℃范围内，NH3或尿索还原NOX的主要反应为：

当温度更高时，NH3则会被氧化为NO，即

实验证明，低于900℃时．NH3的反应不完全，会造成所谓的“氨穿透”；而温度过高NH3氧化为NO的量增加，导致NOx排放浓度增大．所以，SNCR法的温度控制是至关重要的。

二、温度窗口的选择

在SNCR工艺中，最主要的是炉膛上喷入点的选取，即温度窗口(temperature window）的选择。依据还原剂类型和，SNCR工艺运行的条件，一个有效的温度窗口常发生在 900-1100℃之间。例如，图5-37表示了一个以氨为还原剂SNCR工艺的中试装置的温度窗口曲线图。当反应温度增加到1000℃以上时，NOx脱除率由于氨的热分解而降低。另一方面，在1000℃以下，NOx脱除率也在下降，同时、氨的逸出量可能在增加。

最佳的温度窗口通常出现征蒸汽发生器和对流热交换器所在区。图5-38示出了一个规模为285MK燃烧煤粉的固体排渣锅炉在满负荷下的炉膛上部区域处温度正面分布图。这些数据是通过测量锅炉内气体温度，同时结合热变换模拟的结果估测出来的。根据温度的纵剖面图可以看出最佳温度窗口仅发生在炉膛上部的再热器处。

Himes等人在1995年报道过对规模为321MW的燃煤液体排渣锅炉的每个观察窗口采用高速热电偶和切面高温温度计来测量满负荷和减负荷炉膛温度的分布情况。在正常的满负荷情况下，实际还原剂喷入点的下边缘处的三个窗口的烟气温度范围为1090-1230℃；在最小负荷为81MW时，这些窗口的温度就降到650-840℃。温度的纵剖面图数据表明，温度窗口是随着锅炉负荷的改变而产生移动。在负荷变化的过程中，即使在一个合适的温度下向锅护喷入还原剂也会引起很多问题。然而，要设计一个在整个负荷范围内都能满足NOX脱除要求的SNCR系统，能准确表达还原剂喷入区域内的温度纵剖面图是必须的。

还原剂在最佳温度窗口停留时间越长．则脱除NOx的效果越好。停留时间超过1s则 可出现最佳NOX脱除率，然而，最短停留时间为0.3s时，SNCR的NOX脱除率也是不错的。M uzio等人在1993年就报道过采用一个中间规模的燃烧器进行实验，得出停留时间对NOX脱除率的影响，如图5-39所示。由图5-39可知氨和尿素需要0.3-0.4s的停留时间才能达到有效脱除NOX的效果。在实验室规模的夹带流反应器中喷入尿素溶液，我们对停留时间和反应温度对NOX脱除的影响进行了实验研究。结果如图5-40和图5-4l所示。在1000℃、NOx为300×10-6和n(N)/n(NO)＝1.5的条件下，仰、随着停留时间的增加而增加(图5-40)。在开始的0.3s内，脱除NOX反应速率非常快，大约能达到40％的去除率，随后反应速率明显下降，1.7s内去除率仅增加32％。因此，初始阶段是非常重要的。

反应温度对尿素脱除NO的影响如图5-41所示，随着n(N)/n(NO)的增加，温度的影响更明显(特别是在800-900℃范围内)。在SNCR过程中温度的影内存在着两种趋势，一方面是温度的升高促进NH3的氧化，使NO脱除率下降；另一方面温度的降低会使NH3的反应速率下降，也会导致NO脱除率下降。因此，最佳温度是这两种趋势对立统一的结果。由图可知．最佳温度为900℃。

三、NH3/NOX摩尔比的影响和N2O排放问题

反应人程式(5-36)-(5-39)示出了1摩尔NO进行化学还原反应需要1摩尔的氨(或其他还原剂)。被利用的还原剂的量可通过加入到系统中还原剂的量和脱除NOX的量来计算。化学计量比定义为脱除1摩尔NOX所需氨的量(摩尔)[或具他还原剂所用氦的量(摩尔)]，而实际所需的化学计量比要大些。例如，一个NOX脱除中为50％的系统按NOX入口浓度计算其标难化 学计量比为1.0．而根据脱除NOX的量所得的实际化学计量比为2.0。

SNCR工艺一般氨的逸出率限制在5×10-6或更低。sSNCR工艺的化学计量比低于1.05，此时氨的利用率达到95％以上。在一个个燃烟煤的旋风锅炉的短期试验中，喷入尿素的SNCR工艺在化学计量比为2.0的条件下运行，NOX脱除率仅为20％；在化学计量比为3.3时，NOX脱除率为42％。值得注意的是该化学计量比的值已由原先以NOX脱除率为依据的0.4转变为以入口处NO浓度为依据的1.4。整个试验过程中，氨的选出含量始终低于10×10-6，这表明很多还原剂在锅炉高温(1100℃以上)区域分解成氮气和水，反应方程式如下；

与SCR工艺相同的是氨与SO3反应生成硫酸铵这个潜在的副反应没有发生。在空气加热器的操作温度下，硫酸铵的生成将会加快，并且最终导致空气加热器污染和堵塞。虽然SNCR工艺没有SO2被氧化，但是自然生成的SO3的浓度有时也是非常高的(尤其在高硫煤中)，这关系到较高的潜在氨的逸出率。

SNCR工艺通常会产生N2O，N2O会引起温度效应。N2O在大气中很稳定，滞留时间长达20-100年，因而被认为是温室气体之一，对气候和臭氧层具有破坏作用。N2O的形成主要来源于SNCR工艺所采用的还原剂、喷入还原剂的量以及喷入温度。图5-42示出了以氨、尿素和氰尿酸为还原剂SNCR工艺脱除NOX，发生的主要化学反应途径。从图5-42的右边途径可看出以尿素为还原剂时，NCO与NO反应生成了N2O，因此，喷入尿素比喷入氨要产生更高的N2O排放浓度。使用氨也会产生N2O，其反应式为：

图5-43示出了以尿素为还原剂的SNCR系统的实验装置的结果。N2O的生成量是随着NOX脱除量的增加而增加。在NOX脱除率为50％时．N2O的含量大约为20×10-6。这个结果表明有相当一部分(大约10％-25%)脱除的NOX实际上转化成了N2O。

在夹带流反应器中，我们也对NH3/NOX摩尔比对NOX脱除的影响和N2O排放浓皮进行了实验研究，结果如图5-44和图5-45所示。图5-44表明n(N)/n(NOx)对其NOx脱除率有较大影响，去除率随n(N)/n(NOX)的增大而增大。较大的n(N)/n(NOx)意味着投加的NH3基还原剂较多，能达到较高的去除率，但同时也增大了排放烟气中NH3和N2O的排放浓度，这是由于SNCR过程中伴随有NH3和N2O等副产物的生成。SNCR的反应机理非常复杂，目前仍未完全了解清楚，但大多数学者认为NH3基还原剂是按图5-42所示的途径进行反应的。因此，在SNCR脱NOX工艺中，将n(N)/n(NOx)控制在1.0-1.6范围内较好。

图5-45表示了在NOX为300×10-

6、2s和n(N)/n(NOX)的条件下，用SNCR法脱除NO过程中N2O的生成量。随着温度的升高，烟气中N2O的排放含量迅速增大，在900℃时达到最大值(6×10-6)，随后急剧下降．1100℃后降至2×10-6以下，且变化趋于平缓。N2O形成的主要原因是尿素分解的副产物HCHO，其部分通过一些复杂的分步反应后生成N2O(图5-42)。由于N2O是一种相对稳定的中间产物，其部分会被还原成N2(图5-42)，温度降低时，其还原速率低，N2O被逐渐积累；温度升高后，还原速率增大，N2O排放量下降。

四、添加剂对SNCR的影响

Irons等人在1995年用中试规模的燃烧装置研究了喷氨型SNCR工艺在改变温度窗口 时，添加剂对其的影响。他们指出在固定的喷入点按照温度的改变喷入甲烷对电厂所安装的SNCR工艺是适用的。图5-46示出了温度窗口处附加喷入中烷的影响。在注入烟气之前，天然气要与氨预先混合。每摩尔氨中加入0.5摩尔的甲烷将使过程中的最佳脱除率从68％下降到60％，同时最佳温度也从1030℃下降到916℃；当甲烷与氨的比为1:1时效率又有所下降，但是不再有明确的最佳温度。因为这种转化在800-915℃之后基本维持恒定。

据报道，其他含氮物质(如胺、羟胺、蛋白质、环状含氮化合物、吡啶、有机铵盐等)也可用来还原NOX。有的还原剂所需的还原温度比尿素的低，如吡啶在760℃左右也很有效，而有机铰盐在650℃左右也有良好的活性。

在尿素中添加有机烃类(例如美国燃料技术公司己开发强化剂Out34)，可增加燃气中的烃基浓度从而增强NOX的还原，还可使操作温度降低20℃左右。此类尿素还原NOX的强化剂还包括酒精、糖类、纤维有机酸等。酚也可改进NOX的还原，自身又可在燃烧过程中裂解，这对有酚排放的企业可以达到以废治废的目的。若分别注入尿素和甲醇，则可降低NH3的逸出．并减少空气预热器的沉积物。

Chen等人在1993年报道了他们的中试结果，辅助剂能抑制尿素中的N2O的生成，同 时能保证NOX脱除反应的进行，如图5-47所示。如果仅使用尿素时，在983℃下生成N2O 的最大浓度可达40×10-6，当加入辅助剂时，在763℃时N2O的浓度就能明显地降到8×10-6。

五、SNCR/SCR联合烟气脱硝技术

SNCR/SCR联合是SNCR/工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用选出氨进行催化 反应结合起来，从而进一步脱除NOX。它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效 脱硝率及低的氨逸出率有效结合。该联合工艺于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置 上进行试验、试验结果表明了该技术的可行性。理论上，SNCR工艺在脱除部分NOX的同 时也为后面的催化法脱除更多的NOX提供了所需的氨(图5-48)。在联合工艺的设计中，一 个重要的问题是将氨与NOX充分混合。SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨，但是要 想控制好氨的分布以适应NOX分布的改变却是非常困难的。对这种潜在的分布不均，在理论 上还没有好的解决办法，并且锅炉越大，这种分布就越不好。如果SCR催化剂上的氨得不到充足的NOX，那么一部分氨没发生反应就通过了催化剂；相反，如果高浓度NOX区域处烟气中没有充足的氨，则在这些催化区域没有NOX还原反应发生。

为了弥补这种分布不均的现象，联合工艺的设计应提供一个充足氨的给予系统，如在标

准尺寸的SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统。准确地试验和调节辅助氨喷射能减少催 化剂中的缺氨区域。

联合工艺NOX的脱除率是SNCR工艺特性、氨的喷入量及扩散速率、催化剂体积的函数。要达到90％以上的NOX脱除率和氨的逸出浓度在5×10-6以下的要求，采用联合工艺在技术上是可行的。然而，NOX的脱除率还必须同还原剂的消耗量和所需催化剂体积保持均衡。

Cochran等人在l 995年就提SNCR/SCR联合工艺的催化剂体积设计思路。该联合工艺是采用了具有NOx最低脱除率为30％的SNCR工艺实现NOx总脱除率为70％来进行设计的，因此，催化还原法中NOx的最大脱除率必须要达到57％。实际上所需催化剂的体积是随着氨的不均匀分布率的增大而增大。当分布率接近30％时，联合工艺所需催化剂的体积同分布率为5％、NOx脱除率为70％的标准尺寸的SCR体系是相同的。这一因素可减少联合工艺潜在的费用，因为联合工艺中还原剂费用总是比标准尺寸的SCR系统要高。

根据以上讨论，在规模为500MW的Herne 4号机组上则没有采用SNCR工艺，而是在 1989年采用了联合工艺。在联合工艺的运行中，SNCR系统是在SNCR的温度窗口的末端 喷入还原剂以逸出氨的产生模式运行的，还要求能调节这些超出氨的量从而满足NOx总脱 除率和氨的最低逸出浓度要求。根据以上所述，联合工艺的特性直接取决于进入催化剂体内 的氨与NOx的分布情况，偏差较大的分布可能影响催化剂对整个运行的适应能力。表5-3列出了SNCR/SCR联合工艺的运行结果，尽管能满足运行要求，但还原剂的利用计量比为3.0是不理想的。