脱硝工艺介绍 - 图文

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图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图

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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。

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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N2和H2O。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N2和H2O。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N2和H2O。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

序号 项 目 技术方案 SCR NH3或尿素 300~420℃ SNCR/SCR联用 尿素或NH3 前段：900~1100℃ 后段：300~420℃ SNCR 尿素或NH3 900~1100℃ 1 还原剂 2 反应温度 3 催化剂 4 脱硝效率 5 SO2/SO3氧化 6 NH3 逃逸 V2O5-WO3（MoO3）/TiO2基后段加装少量SCR催化剂 不使用催化剂 催化剂 80%~90% 会导致SO2/SO3氧化 小于3ppm 50%~70% SO2/SO3氧化较SCR低 小于3ppm 大型机组25%~50% 不导致SO2/SO3氧化 小于10ppm 7 对空气预 热器影响 催化剂中的V等多种金属会不会因催化剂导致对SO2的氧化起催化作用， SO2/SO3氧化率较SCR低，SO2/SO3的氧化，造成SO2/SO3氧化率较高，而NH3造成堵塞或腐蚀的机会较堵塞或腐蚀的机会为与SO3易形成NH4HSO4造成SCR低 三者最低 堵塞或腐蚀 高灰分会磨耗催化剂，碱金属影响与SCR相同 氧化物会使催化剂钝化 无影响 8 燃料的影响

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序号 项 目 技术方案 SCR 受省煤器出口烟气温度影响 SNCR/SCR联用 SNCR 9 锅炉的影响 受炉膛内烟气流速、温度分与SNCR/SCR混合系布及NOx分布的影响 统影响相同 需做计算机模拟分析 计算机模拟和物需做计算机模拟和物理流动需做计算机模拟分析 10 理流动模型要求 模型试验 大（需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统） 多数大型机组成功运转经验 11 占地空间 较小（需增加一小型催化剂小（锅炉无需增加催化反应器，无需增设供氨或尿剂反应器） 素系统） 多数大型机组成功运转经多数大型机组成功运验 转经验 12 使用业绩 2 SCR工艺

2.1 SCR技术简介

选择性催化还原法（SCR）的基本原理是利用氨（NH3）对NOx的还原功能，使用氨气（NH3）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（NH3）将烟气中的NO和NO2还原成无公害的氮气（N2）和水（H2O）（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O2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