对火电厂还原法脱硝技术初探及对比分析-

论文导读：率的重要因素。钟秦等在研究V2O5/TiO2选择性催化还原脱除烟气中NOx时，在实验室内将NH4VO3+TiO2均匀混合后加入磷酸制得催化剂，在固定床上研究了各因素对催化性能的影响，结果表明，在200～400℃范围内，NH3催化还原NO为N2和H2O，无N2O产生；温度对NO的脱除有较大影响，200～310℃时，随反应温度升高，NO脱除率升高，310℃时达到最大值
[摘　要] 氮氧化物（NOx）是大气主要污染物之一，也是目前大气污染治理的一大难题。文章着重介绍了近年来国内外应用较为成熟一些烟气氮氧化物脱除技术方法，其中包括选择性催化还原法、非催化选择性还原法及联合法等。分析几种主要方法的特点和存在的问题现状及发展方向。
[关键词] 氮氧化物烟气脱硝SCRSNCR
燃煤锅炉排放的烟气中含有SO2、NOx和粉尘等多种有害成份,其中氮氧化物(NOx)是重点控制的污染物之一。目前，对于燃烧产生的NOx污染的控制主要有燃烧前燃料脱氮、燃烧中改进燃烧方式和生产工艺脱氮、锅炉烟气脱氮3种方法。
现阶段烟气脱硝技术主要是还原法和氧化法两类。还原法主要是选择性催化还原法（SCR）和非选择性催化还原法（SNCR）两种；氧化法主要是光催化氧化法、电子束法、管道喷射法等。本文主要对还原法中SCR法、SNCR法及SNCR/SCR混合法3种方法对比分析。

1、选择性催化还原法（SCR法）

在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术。1975年在日本Shimoneski电厂建立了第一个SCR系统的示范工程，其后SCR技术在日本得到了广泛应用。在欧洲已有120多台大型装置的成功应用经验，其NOx的脱除率可达到80～90%。日本大约有170套装置，接近100GW容量的电厂安装了这种设备。美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术。SCR方法已成为目前国内外电站脱硝比较成熟的主流技术。
SCR技术是还原剂（NH3、尿素）在催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，故称为“选择性”。主要反应如下：
4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O
4NH3+2NO2＋O2→6N2+6H2O
选择性催化还原法就是在固体催化剂存在下，利用各种还原性气体如H

2、CO、烃类、NH3和NO反应使之转化为N2的方法。

以NH3做还原剂时，金属氧化物（如V2O5、MnO2等）是最常用的SCR工业催化剂。催化剂是影响NOx脱除效率的重要因素。钟秦等在研究V2O5/TiO2选择性催化还原脱除烟气中NOx时，在实验室内将NH4VO3 + TiO2均匀混合后加入磷酸制得催化剂，在固定床上研究了各因素对催化性能的影响，结果表明，在200～400℃范围内，NH3催化还原NO为N2和H2O，无N2O产生；温度对NO的脱除有较大影响，200～310℃时，随反应温度升高，NO脱除率升高，310℃时达到最大值（90％），随后又下降。Long等在研究新型催化剂时，发现Fe、Cr、Co、Ni、Cu可用于NOX的脱除，它们与Al2O3或TiO2交换柱粘土相结合。在存在过量氧化剂的情况下，铁交换柱粘土被认为是最有活性的，加入少量Ce离子或氧化物后，Fe-TiO2-PILC的催化性能可大大提高，H2O和SO2能增加催化剂的活性和产品选择性，Ce-Fe-TiO2-PILC最大活性是V2O5-WO3/TiO2的三倍以上。氨泄漏是SCR的一大难题，Flora等[3]的研究结果表明，当n（NH3）/n（NOx）大约在1.0左右时能达到95％以上的NOx脱除率，并能使源于：7彩论文网毕业论文致谢范文www.7ctime.com
氨的溢出率维持在5×10-6或更小。
用NH3催化还原NO脱氮效率高，但这种催化方法用的NH3相当贵，而且存在氨泄漏的危险。由此各种替代还原剂和催化剂应运而生。
按照催化剂反应器在烟气除尘器之前或之后安装，可分为“高飞灰”或“低飞灰”脱硝，如图

1、2所示。

2、非选择性催化还原法 （SNCR）

SNCR技术的工业应用始于20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂，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从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2 GW以上。该方法是把含有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N2和H2O[4]。非选择性催化还原法受温度、NH3/NOx摩尔比及停留时间影响较大。王智化等[6]通过模拟试验得出氨水最佳喷射温度范围为850～1100 ℃，NH3/NOx理想摩尔比介于1～2，停留时间为1 s时，最大NOx还原率达到82％。

3、SNCR/SCR混合法

SNCR/SCR混合技术90年代后期发成功并成熟的应用于大多数大型燃煤机组，该技术非常适合新建大型机组，同时也合适用于场地狭窄的老厂改造。是一种结合炉内脱硝SNCR法及炉后脱硝SCR法串连成一个系统，该系统的脱硝效率可得到上述两法的双重效果。还原剂可使用NH3或尿素，反应温度前段为900～1100℃，后段为320～400℃，后段加装少量催化剂(成分主要为TiO2、V2O5、WO3)，脱硝效率能达到40～70%；锅炉负荷不同还原剂喷射位置也不同，通常位于一次过热器或二次过热器后端，SO2氧化较SCR低，NH3逃逸体积分数为5×10-6～10×10-6；对空气预热器影响为SO2氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低;催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低,燃料的影响与SCR相同，受锅炉的影响与SNCR影响相同。
应用于SNCR法的化学还原剂被设计成炉内脱硝后之余氨再进入SCR的催化剂实施脱硝。安全的还原剂为尿素，可省去喷氨系统
此法可大量节省电厂脱硝运转费用。

4、几种脱硝方法技术比较

选型性还原脱硝技术比较
内容SCRSNCRSNCR/SCR混合型
还原剂NH3或尿素尿素或NH3尿素或NH3
反应温度320～400℃850～1250℃前段:850～1250℃，后段: 320～400℃催化剂成份主要为TiO2,V2O5, WO3不使用催化剂后段加装少量催化剂(成份同前)
脱硝效率70%～90%大型机组25%～40%，小型机论文导读：脱除效率高、运行稳定的SCR烟气脱氮工艺，对于老厂改造，建议采用系统简单、投资费用相对较低的SNCR或SNCR/SCR混合型技术烟气脱氮工艺。参考文献:钟秦，曲红霞.V2O5/TiO2选择性催化还原脱除烟气中的NOx.燃料化学学报，2001，29（4）：378～380LongRQ，YangRT.SuperiorPillaredClayCatalystorSelective
组配合LNB、OFA技术可达80%40%～70%
反应剂喷射位置多选择于省煤器与
SCR反应器间烟道内通常炉膛内喷射综合SCR和SNCR
SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化不导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低
NH3 逃逸对空气预
热器影响催化剂中的V、Mn、Fe等多种金属会对SO2的氧化起催化作用，SO2/SO3氧化率较高，而NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低
系统压力损失催化剂会造成较大的压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低
燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化无影响影响与SCR相同
锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布的影响受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布的影响
占地空间大（需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统）小（锅炉无需增加催化剂反应器）较小（需增加一小型催化剂反应器）
烟气脱氮技术的发展已经成为大势所趋，但是目前的大部分烟气脱氮技术还处于实验室阶段，技术尚未成熟，需要对现有工艺进行改善，确定最佳的应用条件，并加强新型工艺的研究。
我国的烟气脱氮技术研究还处于起步阶段，但是随着NOx的排放收费以及一些烟气脱氮工艺技术的成熟，我国脱氮工业将进入一个崭新的发展时期。根据我国电力企业的实际情况，对于新建电厂建议采用脱除效率高、运行稳定的SCR烟气脱氮工艺，对于老厂改造，建议采用系统简单、投资费用相对较低的SNCR或SNCR/SCR混合型技术烟气脱氮工艺。
参考文献:
钟秦，曲红霞.V2O5/ TiO2 选择性催化还原脱除烟气中的NOx. 燃料化学学报，2001，29（4）：378～380
Long R Q，Yang R T.Superior Pillared Clay Catalysts for Selective Catalytic Reduction of Nitrogen Oxide源于：7彩论文网论文标准格式www.7ctime.com
s for Power Plant Emission Control.Air&Waste Management Association，2000， 50:436～442
[3] 钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例.北京：化学出版社，2002
[4] 路涛，贾双燕.关于烟气脱硝的SNCR工艺及其技术经济分析.现代电力，2004，21(1)：17～22
[5] 许佩瑶，李海宗.烟气脱氮技术机理及研究现状.环境污染与防治，200

5.7（4）

[6] 王智化，周昊.不同温度下炉内喷射氨水脱除NOx的模拟与试验研究.燃料化学学报，2004，32(1)：48～53