下载文档原格式
浅谈尿素法SCR烟气脱硝技术摘要：燃煤电厂常规污染物排放与燃气发电基本同等清洁，为中国空气质量改善做出了巨大贡献。
其中以降低火电厂氮氧化物（NOx）排放为目的的SCR烟气脱硝技术是目前最成熟的脱硝技术之一，在火力发电厂得到广泛的应用。
本文介绍SCR尿素制取还原剂氨通常的两种方法热解和水解的制取过程、技术特点。
关键词:脱销；还原剂；尿素；热解；水解；安全；升级改造一、脱硝技术1.1SNCR技术SNCR技术是在锅炉内适当温度（900～1100℃）的烟气中喷入尿素或氨等还原剂，将NOx还原为无害的N2和H2O，SNCR的脱硝效率可达到80%以上。
大型锅炉由于受到炉膛尺寸的影响，还原剂在炉膛内较难均匀混合，SNCR的脱硝效率将低于40%。
该技术在发生燃烧反应时放出大量的热，使得操作温度较高，对设备和催化剂要求高，需要有热量回收设备。
根据国外的工程经验，脱硝效率约为25%～50%，对温度窗口要求严格，氨的逃逸率较大，可靠性差，在大型锅炉上运行业绩较少，更适合老机组改造，目前国内应用较少。
1.2SCR技术SCR脱硝技术的原理是烟气和氨与空气的混合物在经过SCR反应器的蜂窝式或板式催化剂层时，烟气中的NOx（主要是NO以及少量的NO2）和加入SCR反应器中的NH3、空气中O2发生选择性催化还原反应，生成无污染的N2和水。
SCR技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术，世界各国采用的SCR系统有数百套之多，在大型锅炉上具有相当成熟的运行业绩。
SCR催化剂一般用以TiO2作为载体的V2O5、WO3及MoO3等金属氧化物，其反应过程为：NO、NH3、O2从烟气中扩散至催化剂的外表面并进一步向催化剂中的微孔表面扩散，在催化剂的微孔表面上被吸附，随后反应转化成N2和H2O。
N2和H2O从微孔内向外扩散到催化剂外表面，再从催化剂表面上脱附下来，最后扩散到主流气体中被带走，烟气完成整个脱硝过程。
上述反应温度可以在300～400℃之间进行，脱硝效率约为70%～90%。
选择性催化还原（SCR）法烟气脱硝技术摘要：选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术以其高效的特点在国外得到了普遍的应用。
本文概述了SCR法的基本原理、催化剂的分类及成型布置方式、SCR 系统在电站锅炉系统中的布置方式、系统的构成和主要装置设备以及工程应用中常见的问题和解决办法。
分别以飞灰、飞灰与Al2O3混合、堇青石蜂窝陶瓷的Al2O3涂层作为载体，担载CuO、Fe2O3等金属氧化物作为活性成分进行活性测试，在实验室理想气体条件下具有较高的效率。
关键词：选择性催化还原，催化剂，SCR系统，飞灰1. 引言NO和NO2是人类活动中排放到大气环境的大量常见的污染物，通称NOx。
酸雨主要由大气污染物如硫氧化物、氮氧化物及挥发性有机化合物所导致。
因为其对土壤和水生态系统所带来的变化是不可逆的，它的影响极其严重。
NOx对大气环境的污染除了其本身的危害之外，还由于它们参与光化学烟雾的生成而受到人们的特别关注。
固定源氮氧化物排放控制技术主要有两类：燃烧控制和燃烧后控制。
燃烧控制的手段主要包括低过量空气燃烧、烟气再循环、燃料再燃烧、分级燃烧和炉膛喷射等；燃烧后脱硝的措施包括湿法和干法[1]。
而在干法中，选择性催化还原（SCR）法烟气脱硝技术具有高效率的特点，目前最高的脱硝效率能达到95%以上，因此在世界范围内得到了十分广泛的应用。
SCR烟气脱硝系统最早由七十年代晚期在日本的工业锅炉机组和电站机组中得到应用。
到目前为止已经有170多套的SCR装置在日本的电站机组上运行，其总装机容量接近100,000MW。
在欧洲，SCR技术于1985年引入，并得到了广泛的发展。
电站机组的总装机容量超过60，000MW[2]。
在美国，最近五到十年以来，SCR系统得到十分广泛的应用。
为适应更高的排放标准，SCR已经被作为最好的可以利用的技术。
此外在丹麦、意大利、俄罗斯、澳大利亚、韩国、台湾等国家和地区都建立了一些SCR的脱硝装置。
我国福建某电厂也曾引进该装置和技术。
火电厂烟气脱硝技术规范--选择性催化还原法1 总则1.1 适用范围本规范适用于新建、扩建和改建的机组容量为300MW及以上燃煤、燃气、燃油火电厂锅炉或供热锅炉同期建设或已建锅炉加装的选择性催化还原法烟气脱硝工程的规划、设计、评审、采购、施工及安装、调试、验收和运行管理。
对于机组容量300MW以下锅炉，当几台锅炉烟气合并处理，或其他工业炉窑，采用选择性催化还原法脱硝技术时参照执行。
本标准针对火电厂选择性催化还原法烟气脱硝技术，无其他脱硝方法如SNCR，电子束辐射法等内容。
1.2 实施原则1.2.1 烟气脱硝工程的建设，应按国家的基本建设程序进行。
设计文件应按规定的内容和深度完成报批和批准手续。
1.2.2 新建、改建、扩建燃煤锅炉的烟气脱硝工程应和主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。
1.2.3 当锅炉排烟NOx浓度较低时（<300mg/m3），SCR烟气脱硝系统的脱硝效率可不低于50%；当锅炉排烟NOx浓度较高时（>800mg/m3），建议先采用其他方式（如改进燃烧方式、SNCR脱硝等）进行初步脱硝，再采用SCR烟气脱硝；一般情况下，SCR烟气脱硝系统的脱硝效率应不小于80%（含备用催化剂层），脱硝效率在满足环保要求的同时应具有进一步提高脱硝效率的能力。
1.2.4 加装烟气脱硝系统后，氨逃逸率一般不大于3ppm，SO2/SO3转化率一般小于1％，鼓励采用更低氨逃逸率和SO2/SO3转化率的催化剂产品和技术方案。
1.2.5 烟气脱硝系统主体设备设计使用寿命应不低于主机的设计/剩余寿命，装置的可用率应保证在95%以上。
1.2.6 脱硝系统的建设必须充分考虑与锅炉主体系统的兼容与相互影响，脱硝系统不得对锅炉安全运行造成重大隐患，脱硝系统对锅炉热效率的影响应减小到最低。
1.2.7 烟气脱硝工程建设，除应符合本规范外，还应符合国家有关工程质量、安全、消防等方面的强制性标准条文的规定。
2 术语和定义2.1脱硝岛 Denitration equipment指脱硝装置及为脱硝服务的建（构）筑物。
火力发电厂烟气脱硫脱硝技术研究近年来，环保问题愈发受到全球的关注，尤其是火力发电厂的烟气排放问题。
烟气中的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）是主要的大气污染物之一，对环境和人类健康造成严重威胁。
为了保护生态环境，火力发电厂需要采取有效的脱硫脱硝技术来降低这些有害物质的排放。
脱硫技术是指通过化学或物理方法将烟气中的二氧化硫转化为其他形式，从而使其不再对环境造成危害。
目前，常用的脱硫技术主要包括石灰石石膏法、海水脱硫法和氨法。
其中，石灰石石膏法是最常用的一种。
该技术通过将石灰石和氧化钙与烟气中的二氧化硫发生反应，生成硫酸钙，然后与水反应生成石膏，最终实现脱硫的效果。
海水脱硫法则是通过将海水喷雾到烟气中，使二氧化硫与海水中的盐发生反应，生成硫酸盐，并通过后续处理将盐回收利用。
氨法是通过将氨气喷入烟气中，形成硫氨酸和硫酸铵来脱除二氧化硫。
与脱硫技术相比，脱硝技术的研究相对较晚。
脱硝技术主要是通过化学反应、吸附和催化等方法将烟气中的氮氧化物转化为无害物质，减少其对大气环境的污染。
目前，常用的脱硝技术主要包括选择性催化还原（SCR）法、选择性非催化还原（SNCR）法和吸收液脱硝法。
其中，SCR法是最为常用的一种。
该技术利用催化剂使烟气中的氮氧化物与尿素或氨气发生反应，生成氮气和水蒸气，从而实现脱硝的效果。
SNCR法则是通过在烟气中喷射氨水或尿素溶液，使其中的氨水或尿素与烟气中的氮氧化物发生反应，形成氮气和水蒸气。
研究火力发电厂烟气脱硫脱硝技术的目的是为了最大程度地降低大气污染物的排放，保护生态环境。
在研究过程中，需要考虑以下几个方面。
首先，要对不同脱硫脱硝技术的脱除效率和经济性进行评估。
不同的技术会有不同的成本和效果，需要根据实际情况选择适合的技术。
其次，要研究火力发电厂烟气特性对脱硫脱硝技术的影响。
不同火力发电厂烟气中二氧化硫和氮氧化物的浓度和物理性质会对脱硫脱硝技术的效果产生影响。
最后，要研究脱硫脱硝技术对烟气中其他污染物的影响。
选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术概述王清栋（能源与动力工程1302班1306030217）摘要：对选择性催化还原脱硝技术进行概述，分析了其机理，并简要介绍催化剂的种类及钝化与中毒机理.最后，对SCR技术进行总结与展望.关键词:选择性催化还原；烟气脱硝；氮氧化物Overview of Selective catalytic reduction (SCR) flue gas denitrationWang Qingdong(Power and Energy Engineering, class 1302 1306030217) Abstract: selective catalyst reduction flue gas denitration is reviewed. Its mechanism is analysed and catalyst is given a brief introduction. Catalyst passivation and poisoning mechanism is analysed. Finally, the summary and prospect of the technology are given.Keywords: SCR; NO x; flue gas denitration.1.前言氮氧化物是造成酸雨的主要酸性物质之一，是形成区域微细颗粒物污染和灰霾的主要原因，也是形成光化学烟雾的主要污染物，会引起多种呼吸道疾病，是“十二五”期间重点控制的空气污染物之一.2011年初通过的“十二五”规划纲要，要求NO x减少10%，从而使NO x成为我国下一阶段污染减排的重点.烟气脱硝技术与NO的氧化、还原及吸附特性有关.根据反应介质状态的不同，分为干法脱硝和湿法脱硝.目前，已经在火力发电厂采用的烟气脱氮技术主要是选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR），其中采用最多的主流工艺是选择性催化还原法.2.SCR反应原理选择性催化还原脱氮是在一定温度和有催化剂存在的情况下，利用还原剂把烟气中的NO x还原为无毒无污染的N2和H2O.这一原理与1957年在美国发现，该工艺最早却在20世纪70年代的日本发展起来的.SCR原理图如图一所示氨气被稀释到空气或者蒸汽中，然后注入到烟气中脱硝，在催化剂表面，氨与NO x 生成氨气和水.SCR过程中的主要反应如下：4NO+4NH3+O24N2+6H2O基于V2O5的催化剂在有氧的条件下还对NO2的减少有催化作用，其反应式为2NO2+4NH3+O23N2+6H2O在缺氧的条件下，NO 的反应式变成6NO+4NH 35N 2+6H2O 在缺氧的条件下，NO2的反应式变成6NO 2+8NH 37N 2+12H 2O在没有催化剂的情况下，上述化学反应只能在很窄的温度范围内（850~1000）进行，℃通过选择合适的催化剂，可以使反应降低，并且使反应温度范围扩大（250~420），便于℃在锅炉尾部烟道的适当位置布置催化反应装置.当反应条件改变时，还可能发生副反应 4NH 3+O 22N 2+6H 2O 2 NH N 2+3H 2 4NH 3+4O 24NO+6H 2O 发生NH 3分解的反应和NH 3氧化为NO 的反应都在350以上才能进行，450反应速℃℃度明显加快.温度在300时仅有NH 3转化为N 2的副反应可能发生.℃实际使用中，催化剂通常制成板状、蜂窝状的催化原件，再将催化原件制成催化剂组件，组件排列在催化剂反应器的框架内构成催化剂层.烟气中的NO X 、NH 3和O 2在流过催化剂层时，经历以下几个过程：① NO X 、NH 3和O 2扩散到催化剂外表面并进一步相催化剂的微孔表面扩散；② NO X 和O 2与吸附在催化剂表面活性位的NH 3反应生成N 2和H 2O ；③N 2和H 2O 从催化剂表面脱附到微孔中；④微孔中的N 2和H 2O 扩散到催化剂外表面，并继续扩散到主流烟气中被带出催化层.其中，过程①-③为控制步骤，因此脱氮装置的性能不但受到化学反应速度的制约，还在很大程度上受反应物扩散速度的影响.3.SCR 催化剂简介3.1 贵金属催化剂贵金属催化剂低温催化活性优良，对NOx 还原及对NH3、CO 氧化均具有很高的催化活性，因此在SCR 过程中会导致还原剂大量消耗而增加系统运行成本。
火电厂烟气脱硝技术规范--选择性催化还原法1 总则1.1 适用范围本规范适用于新建、扩建和改建的机组容量为300MW及以上燃煤、燃气、燃油火电厂锅炉或供热锅炉同期建设或已建锅炉加装的选择性催化还原法烟气脱硝工程的规划、设计、评审、采购、施工及安装、调试、验收和运行管理。
对于机组容量300MW以下锅炉，当几台锅炉烟气合并处理，或其他工业炉窑，采用选择性催化还原法脱硝技术时参照执行。
本标准针对火电厂选择性催化还原法烟气脱硝技术，无其他脱硝方法如SNCR，电子束辐射法等内容。
1.2 实施原则1.2.1 烟气脱硝工程的建设，应按国家的基本建设程序进行。
设计文件应按规定的内容和深度完成报批和批准手续。
1.2.2 新建、改建、扩建燃煤锅炉的烟气脱硝工程应和主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。
1.2.3 当锅炉排烟NOx浓度较低时（<300mg/m3），SCR烟气脱硝系统的脱硝效率可不低于50%；当锅炉排烟NOx浓度较高时（>800mg/m3），建议先采用其他方式（如改进燃烧方式、SNCR脱硝等）进行初步脱硝，再采用SCR烟气脱硝；一般情况下，SCR烟气脱硝系统的脱硝效率应不小于80%（含备用催化剂层），脱硝效率在满足环保要求的同时应具有进一步提高脱硝效率的能力。
1.2.4 加装烟气脱硝系统后，氨逃逸率一般不大于3ppm，SO2/SO3转化率一般小于1％，鼓励采用更低氨逃逸率和SO2/SO3转化率的催化剂产品和技术方案。
1.2.5 烟气脱硝系统主体设备设计使用寿命应不低于主机的设计/剩余寿命，装置的可用率应保证在95%以上。
1.2.6 脱硝系统的建设必须充分考虑与锅炉主体系统的兼容与相互影响，脱硝系统不得对锅炉安全运行造成重大隐患，脱硝系统对锅炉热效率的影响应减小到最低。
1.2.7 烟气脱硝工程建设，除应符合本规范外，还应符合国家有关工程质量、安全、消防等方面的强制性标准条文的规定。
2 术语和定义2.1脱硝岛Denitration equipment指脱硝装置及为脱硝服务的建（构）筑物。
附件3《火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性催化还原法(征求意见稿)》编制说明《火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性催化还原法》编制组目 次1. 制定本标准的必要性和主要过程 (1)1.1 标准编制的背景 (1)1.2 标准编制的工作过程 (2)1.3 制定本标准的原则 (3)1.4 产业政策 (3)1.5 标准指定所依据的法律、法规和政策 (4)1.6 标准制定的总体思路和技术路线 (6)2. 火电厂NOx排放现状和发展趋势 (7)2.1 我国火电厂现状与特点 (7)2.2 NOx的排放现状 (9)2.3 NOx的控制现状 (12)2.4 NOx的发展趋势 (14)3. 火电厂NOx产生环节分析 (15)3.1 典型工艺 (15)3.2 NOx产生环节 (16)3.3 NOx控制技术 (16)4. 国内外相关标准调研 (18)4.1 日本标准 (18)4.2 欧洲标准 (20)4.3 我国相关标准 (21)5. 标准主要内容和说明 (24)5.1 标准内容说明 (24)5.2 选择性催化还原法 (24)5.3 喷氨混合系统 (25)5.4 SCR反应器 (25)5.5 烟道及钢结构 (26)5.6 氨与空气的混合 (26)5.7 应急处理安全防范设施 (27)5.8 脱硝技术装备技术性能 (27)5.9 工艺布置及工艺流程 (27)5.10 催化剂及设计选型所需的基础数据 (28)5.11 还原剂及耗量的计算方法 (30)6. 若干关键问题研究 (32)6.1 烟气旁路 (32)6.2 还原剂的安全性 (34)6.3 催化剂的后处理 (35)6.4 空预器的影响与改造 (37)6.5 脱硝系统与锅炉主体的关系 (41)6.6 几个重要参数的选择 (42)7. 脱硝技术装备主要试验 (44)7.1 脱硝技术装备试验 (44)7.2 一些具体试验项目及内容 (44)7.3 与性能实验相关的测定方法 (45)8. 条文说明 (45)9. 与有关的现行法律、法规和强制性国家标准的关系 (46)10. 贯彻国家标准的要求和措施建议 (53)1. 制定本标准的必要性和主要过程1.1 标准编制的背景一段时期以来，随着社会经济的快速稳定发展，我国大气污染物排放不断增长，由此引发了一系列的环境问题，一些地区的环境质量有恶化的趋势，环境形势相当严峻，如果不及时采取有效措施，将严重影响到我国经济和社会的健康发展。
SCR 法脱硝技术简介一、SCR 脱硝原理SCR 的全称为选择性催化还原法(Selective Catalytic Reducation)。
催化还原法是用氨或尿素之类的还原剂，在一定的温度下通过催化剂的作用，还原废气中的NO x (NO 、NO 2)，将NO x 转化非污染元素分子氮(N 2)，NO x 与氨气的反应如下：CO(NH 2)2+H 2O→2NH 3+CO 2(尿素热解，氨水无热解直接使用)4NO + 4NH 3 + O 2 → 4N 2 + 6H 2O6NO 2+8NH 3→7N 2+12H 2OSCR 系统包括催化剂反应器、还原剂制备系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。
SCR 工艺的核心装置是催化剂和反应器，有卧式和立式两种布置方式，本项目采用卧式。
该工艺为最新成熟工艺。
二、工艺流程变化现有生产工艺流程：增加SCR 系统工艺流程：氮氧化物 一级水吸收 二级水吸收 碱吸收 总碱塔吸收 氧化塔转化吸收 总塔吸收后排放 氮氧化物 一级水吸收 二级水吸收 碱吸收 总碱塔吸收氧化塔转化吸收 SCR 系统催化还原 总塔吸收后排放三、工艺变更的目的及效果：3.1现有工艺全部采用水、碱喷射强制吸收，喷射泵运行较多，运行成本高。
尾气排放每天监测大约在80～110mg/m3,虽符合国家及当地排放要求，但是排放指标偏上。
3.2根据国家政策，在原有工艺基础上，在氧化塔与总吸收排放塔之间增加SCR催化还原吸收系统，在原有排放的基础上再次深度治理，可保证尾气排放指标≤50mg/m3。
前面工序喷射泵可停止部分使用，降低能耗及噪声污染。
四、项目投资：SCR系统总投资为：78万元。
配套辅助工程管道、原料储罐投资约4万元。
合计投资：84万元。
以上投资全部为环保设备设施投资。
脱硝装置工作原理一、引言脱硝装置是一种用于减少烟气中氮氧化物（NOx）排放的设备，广泛应用于电厂、炼油厂、钢铁厂等工业领域。
本文将介绍脱硝装置的工作原理，包括选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）两种主要的脱硝技术。
二、选择性催化还原法（SCR）1. SCR的基本原理SCR是一种利用催化剂在一定温度下将NOx转化为氮气（N2）和水蒸气（H2O）的技术。
该技术通过将还原剂（如氨水或尿素溶液）与烟气混合，使还原剂在催化剂的作用下与NOx发生反应，生成无害的氮气和水蒸气。
2. SCR的工作过程SCR装置主要由催化剂层和还原剂喷射系统组成。
工作时，烟气通过催化剂层时，NOx与还原剂发生反应，生成氮气和水蒸气。
反应速率受到温度的影响，通常在250-400摄氏度之间效果最好。
3. SCR的优点和局限性SCR技术具有高效、高选择性和稳定性好的优点。
但是，SCR装置需要较高的温度才能发挥最佳效果，因此需要额外的能源消耗。
此外，SCR还要求烟气中的氨气浓度和氨气与NOx的摩尔比例在一定范围内，否则反应效果会受到影响。
三、选择性非催化还原法（SNCR）1. SNCR的基本原理SNCR是一种利用还原剂直接与烟气中的NOx发生反应的技术，无需催化剂的参与。
该技术通过喷射适量的尿素溶液或氨水到烟气中，使还原剂与NOx发生反应，生成氮气和水蒸气。
2. SNCR的工作过程SNCR装置主要由还原剂喷射系统和混合区组成。
喷射系统将还原剂喷射到烟气中，然后在混合区中与NOx发生反应，生成氮气和水蒸气。
SNCR的反应速率受到温度的影响较大，通常在850-1100摄氏度之间效果最好。
3. SNCR的优点和局限性SNCR技术相对于SCR技术来说，不需要催化剂，因此设备成本较低。
此外，SNCR装置对烟气温度的要求较低，适用于一些温度较低的工业炉窑。
然而，SNCR技术的还原效率相对较低，可能会产生副产物如氨和一氧化氮等。
浅谈火力发电厂脱销SCR发布时间：2022-05-12T05:20:08.919Z 来源：《中国电业与能源》2022年3期作者：赵金库[导读] 火力发电厂主要是利用脱硝装置控制锅炉脱硝出口氮氧化合物(NOX)的排放浓度,采用选择性催化还原法赵金库广东大唐国际潮州发电有限责任公司广东省潮州市 515723摘要:火力发电厂主要是利用脱硝装置控制锅炉脱硝出口氮氧化合物(NOX)的排放浓度,采用选择性催化还原法,利用液氨还原剂喷入锅炉省煤器出口与空预器之间高粉尘区,产生化学反应,实现自动、精确控制出口NOX浓度的方案。
关键词:脱硝氮氧化合物优化调整?1引言火力发电厂燃烧产生的NOX对环境有一定的污染，90年代我国已经对燃煤电厂NOX环保指标作出了规定，又分别于1996年、2003年和2010年对《火电厂大气污染物排放标准》进行了修正。
脱销NOX的控制是改善环境的重要环节。
脱销系统对于一个企业的未来和可持续发展至关重要，也是企业立足的根本。
脱销NOX的控制可分为燃烧前控制，即选择含低氮的燃料，燃料成本高。
燃烧中控制，即改进燃烧方式和生产工艺，使燃料燃烧过程中，产生NOX较少，有一定的局限性。
燃烧后控制，烟道尾部加装脱销装置，将烟气中的NOX转化为无害的N2。
目前应用的火电厂脱硝技术中，选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction简称SCR）法脱硝工艺被证明是应用最多且脱硝效率最高、最为成熟的脱硝技术，是目前世界上先进的火电厂烟气脱硝主流技术之一。
1975年在日本Shimoneski电厂建立了第一个SCR系统示范工程，其后SCR技术在日本得到了广泛应用，大约有170套装置，接近100 GW容量的电厂安装了这种设备。
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%。
美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术。
2 SCR脱硝技术SCR技术是还原剂（NH3、尿素）在金属催化剂作用下，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”。
选择性催化还原(SCR)脱硝技术应用问题及对策来源：节能技术更新时间：6-28 11:10 作者: 邹斯诣摘要:本文系统地介绍了SCR 法脱硝原理,并分析了影响SCR 法性能的一些因素,主要包括:催化剂活性、烟气温度、SO2 转化率、NH3 的逃逸。
根据SCR 法脱硝技术原理和应用实践,讨论了影响脱硝设备性能的技术和工程原因,针对实际应用中存在的问题提出了相应的对策。
关键词:SCR ,氮氧化物,催化剂,SO2 转化率,NH3 逃逸0 前言我国一次能源结构以煤炭为主,燃煤产生的氮氧化物(NOx) 是造成大气污染的主要污染源之一, 不仅会形成酸雨,还能导致光化学烟雾,危害人类健康,而燃煤电站是NOx 排放的大户。
煤燃烧过程中生成的NOx 有三种方式:热力型NOx ,它是空气中的氮气在高温下氧化而成;燃料型NOx ,它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解而又接着氧化而成;速度型NOx ,它是燃烧时空气中氮和燃料中的碳氢化合物反应生成的。
对于燃煤电站锅炉,一般热力型NOx 占总NOx 排放量的25 % ,燃料型NOx 占75 % ,速度型NOx 所占份额很少。
目前燃煤电站的NOx 控制技术主要包括各类低NOx 燃烧技术如空气分级燃烧、燃料分级燃烧、煤粉再燃等以及烟气脱硝技术如SCR(选择性催化还原) 、SNCR(非选择性催化还原) 等。
其中SCR 技术具有较高的脱硝效率(可达90 %) ,且技术较为成熟,无二次污染,在我国得到了越来越多的应用。
1 SCR 法基本原理氮氧化物(NOx) 选择性催化还原过程是在催化剂的作用下,通过加氨(NH3) 可以把NOx 转化成空气中天然含有的氮气(N2) 和水,由于NH3 可以“选择性的”和NOx 反应而不是被氧气(O2) 氧化,因此反应被称为具有“选择性”。
主要反应方程式如下:4NO + 4NH3 + O2 →4N2 + 6H2O6NO + 4NH3 →5N2 + 6H2O2NO2 + 4NH3 + O2 →3N2 + 6H2O6NO2 + 8NH3 →7N2 + 12H2ONO + NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O除上述反应之外,在条件改变时,还可能发生以下副反应:4NH3 + 3O2 →2N2 + 6H2O4NH3 + 5O2 →4NO + 6H2O2NH3 →N2 + 3H2SO3 + 2NH3 + H2O →(NH4) 2SO4SO3 + NH3 + H2O →NH4HSO42 影响SCR 法脱硝性能因素及对策2.1 催化剂的活性市场上主流催化剂有三种,分别为蜂窝式、平板式、与波纹板式。
scr脱硝原理及工艺脱硝是指从燃煤锅炉、发电厂等排放出的废气中去除氮（NOx）化合物的工艺。
脱硝工艺通常包括选择性催化还原（SCR）和非选择性催化还原（SNCR）两种主要方法。
本文将详细介绍SCR脱硝原理及工艺。
选择性催化还原（SCR）脱硝是目前应用较广的一种技术。
其原理为在一定的温度范围内，将烟气与还原剂（常见为氨气，NH3）在催化剂的作用下进行反应，生成非毒性的氮气和水。
整个反应过程主要分为四个步骤：颗粒物脱除、氮氧化物的吸附、氮氧化物的还原和催化剂再生。
在SCR脱硝工艺中，首先需要进行颗粒物的脱除。
这是因为颗粒物会在催化剂表面形成堵塞层，影响反应效率。
通过静电沉降、降尘器等设备，可以有效去除颗粒物。
接下来，氮氧化物以氮氧化物分子（NO、NO2）的形式进入SCR反应器，与还原剂（氨气）在催化剂表面发生吸附。
催化剂通常采用V2O5，WO3等金属氧化物，其表面具有大量的催化活性点，有利于反应进行。
吸附过程中，NOx与氨气发生复杂的化学反应，生成氮气和水。
发生吸附反应后，还原剂在催化剂表面被消耗殆尽，需要定期进行再生。
再生过程中，通过氨气的还原反应，可以将催化剂上吸附的氮氧化物彻底还原，重新生成催化活性点。
再生一般采用高温氨气冲洗等方法。
SCR脱硝工艺在控制氮氧化物排放中具有较高的效率和选择性。
然而，该工艺的适用温度范围较为狭窄，通常为200°C-400°C之间，过低或过高的温度都会降低反应效率。
此外，还需要注意催化剂的选择、催化剂中毒等问题，以确保脱硝工艺的稳定和可靠运行。
除了SCR脱硝，非选择性催化还原（SNCR）脱硝也是常用的一种方法。
SNCR脱硝通过在高温下直接喷射氨水或尿素溶液到烟气中，利用高温下氨水的还原性质，将氮氧化物直接还原为氮气。
SNCR工艺相对于SCR工艺而言，具有操作简单、设备投资少等优点，但效率较低，易产生副产物（如氨硝酸盐）。
综上所述，SCR脱硝是目前应用较广的脱硝工艺之一。
火力发电厂选择性催化还原（SCR）法脱硝技术目前，我国发电装机容量已突破4亿kW，绝大多数为燃煤机组。
以火电厂为主排放的SO2和NOx不断增加。
尽管NOx所带来的危害有目共睹，但目前我国火电厂环保措施主要集中于脱硫处理，而在控制NOx排放方面则刚刚起步，与世界先进国家相比尚有很大差距，主要原因是这项技术发展较晚，需要的投资较大；另一方面，我国目前对NOx排放的要求较低，新建火电厂锅炉燃烧器只需采用低NOx燃烧技术就可以达到国家排放标准，故脱硝技术在整个火电厂环保措施中所占的比重较小。
针对这些问题，我国已着手进行烟气脱硝示范工程，要求已建和新建火电机组要逐渐把脱硝系统列入建设规划，到2010年，从目前的新建火电厂规模考虑，排除采用其他方式脱硝的机组。
专家估测认为，至少有2亿kW的机组容量需要建设脱硝系统，在脱硝项目上会形成可观的市场规模。
脱硝领域正在迅速形成一个总量达到1 100亿元的大市场。
它将是继火电厂脱硫技术后，又一个广阔的极具爆发性增长的市场。
从2004年底的“环保风暴”到2005年初的《京都协议书》正式生效、从国家不断发布扶持政策鼓励电力环保到大手笔的拨款资助，表明国家对电力环保产业化发展的支持力度越来越大，而烟气脱硝产业正是在此背景下进入快速发展时期。
烟气脱硝是继烟气脱硫之后国家控制火电厂污染物排放的又一个重点领域。
2004年7月，我国公布并实施《火电厂大气污染物排放标准》，对火电厂NOx排放要求有了大幅度的提高，并将成为控制火力发电厂大气污染物排放、改善我国空气质量和控制酸雨污染的推动力。
今后，国家将对重点火电企业以发电污染物排放绩效为基础，制定全国统一的火电行业SO2和NOx排放总量控制指标分配方法，并由国家统一分配30万kW以上火电企业的排放总量控制指标。
从“十一五”开始，国家与省级环保部门将对30万kW以上的火电企业的SO2、NOx排放总量控制指标实施共同监控。
目前应用的火电厂锅炉脱硝技术中，选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction简称SCR）法脱硝工艺被证明是应用最多且脱硝效率最高、最为成熟的脱硝技术，是目前世界上先进的火电厂烟气脱硝主流技术之一。
1975年在日本Shimoneski电厂建立了第一个SCR系统示范工程，其后SCR技术在日本得到了广泛应用，大约有170套装置，接近100 GW容量的电厂安装了这种设备。
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%。
美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术。
SCR法是一种燃烧后NOx控制工艺，关键技术包括将氨气喷入火电厂锅炉燃煤产生的烟气中；把含有NH3(气)的烟气通过一个含有专用催化剂的反应器；在催化剂的作用下，NH3(气)同NOx发生反应，将烟气中的NOx转化成H2O和N2等过程，脱硝效率≥90%。
目前，利用该项技术的产品在全球占有率高达98%，居世界发达国家烟气脱硝技术首位。
在我国，1995年第一次修订《大气污染防治法》时，就在增加的有关条款中要求“企业应当逐步对燃煤产生的NOx采取控制的措施”；1996年修订火电厂排放标准时，对新建30万kW 以上火电机组提出了NOx排放控制标准，《火电厂大气污染物排放标准》GB13223－2003对新老机组提出更严格的NOx排放浓度限值；在2003年7月1日开始实施的《排污费征收使用管理条例》中，也规定对NOx征收排污费，征收标准与SO2相同；电力工业环境保护“十五”规划中，提出“大力推广低氮燃烧器及采用分级燃烧技术；现有20万kW火电机组开始启动低氮燃烧技术改造，“十五”期末，力争在运行锅炉上完成排烟脱硝工业示范试验”。
20世纪90年代建成的福建后石电厂60万kW火电机组已建成排烟脱硝装置，NOx排放浓度85 mg/m3，远低于650 mg/m3。
由此可见，对火电厂排放NOx实行总量控制已具备法律、排放标准、排污收费、治理技术等方面的条件。
“十一五”对火电厂排放NOx实施总量控制将是最佳的时机。
相对于火力发电脱硫，烟气脱硝是控制火力发电污染排放的更高要求。
由于技术的特殊性，烟气脱硝装置必须与电厂建设同步进行。
2005年4月，电力规划设计总院主持召开火电厂烟气脱硝技术及SCR脱硝装置预留方案专题研讨会，对在大容量常规燃煤火电机组的建设中预留烟气脱硝装置的设计方案进行了分析研究。
根据GB13223－2003中“第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除NOx装置空间”的要求，结合我国火电厂脱硝技术现阶段的实际情况，2004年1月1日起新建的300 MW及以上容量燃煤锅炉，须暂按SCR预留脱硝装置空间。
重点对SCR反应器布置场地预留、催化剂层数及荷载预留、炉膛瞬态防爆压力的选取、空预器改造条件预留、引风机改造条件预留、电除尘器设计选型要求、还原剂储存、制备场地的预留等技术方案进行了充分的论证并形成了初步意见。
2005年，哈尔滨锅炉厂有限责任公司与三菱重工业株式会社正式签署了脱硝SCR技术转让协议，成为国内首家引进脱硝技术的企业。
此次哈锅SCR脱硝技术转让协议的签署，将为我国燃煤电厂控制NOx排放提供重要的技术支撑。
2005年，东方电气集团东方锅炉（集团）股份有限公司正式与恒运集团公司广州恒运电厂签订了2×30万kW火电厂机组烟气脱硝工程项目总承包合同。
此举打破了国外厂商对我国脱硝领域的垄断，东方锅炉成为国内首家获得大型火电机组烟气脱硝工程项目的制造商。
东方锅炉不仅从鲁奇比肖夫公司引进了SCR技术，还在2004年11月与德国KWH公司合资生产烟气脱硝所需要的催化剂，形成年产4 500 m3催化剂的生产能力，从而为烟气脱硝实现国产化打下了良好基础。
厦门嵩屿电厂二期机组SCR烟气脱硝反应器第一套日前已制作完成。
嵩屿电厂二期两台30万kW燃煤机组是国内首家增加了脱硝技术的国产机组。
该脱硝设备投入使用后，脱硝效率达60%，NOx排放小于180 mg/ mN3，大大低于GB13223－2003中小于450 mg/mN3的排放标准。
目前，北京大唐高井热电厂于2006年开始对锅炉烟气进行脱硝改造，采用SCR技术，脱硝率可达80％。
到2007年年底全部改造完成后，高井热电厂将成为北京市惟一进行锅炉烟气脱硝的电厂，锅炉排烟中NOx将低于200 mg/ mN3。
江苏太仓电厂2×600 MW超临界发电机组脱硝项目以SCR工艺为基点，运用现代设计技术实施平台化开发，技术起点高、实施手段先进，整体技术性能达到国际先进水平。
1 SCR法原理及流程SCR技术是还原剂（NH3、尿素）在金属催化剂作用下，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”。
金属催化剂有贵金属和非贵金属两类。
主要反应如下：4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O4NH3+2NO2＋O2→6N2+6H2OSCR系统包括催化剂反应室、NH3储运系统、NH3喷射系统及相关的测试控制系统。
SCR 工艺的核心装置是催化剂反应器，有水平和垂直气流两种布置方式，如图1所示。
在燃煤锅炉中，烟气中的含尘量很高，一般采用垂直气流方式。
采用催化剂促进NH3和NOx的还原反应时，其反应温度取决于所选用催化剂的种类。
当采用钒或铁氧化物类的催化剂时，其反应温度为300～400 ℃。
当采用活性焦炭作为催化剂时，其反应温度为100～150 ℃。
因此，根据所采用的催化剂的不同，催化剂反应器应布置在尾部烟道中相应温度的位置。
1.1 布置在空气预热器前这是工业应用中常用的一种布置方式，如图2所示，此时烟气中的全部飞灰和SO2均通过催化剂反应器，反应器的工作条件是在未经除尘的烟气中。
这种布置方案的烟气温度在300～500 ℃，适合于多数催化剂的反应温度，因而它应用最为广泛。
但是，因催化剂是在未经除尘的烟气中工作，故催化剂的寿命会受下列因素的影响：（1）烟气携带的飞灰中含有Na、K、Ca、Si、As等时，会使催化剂“中毒”或受污染，从而降低催化剂的效能；（2）飞灰对催化剂反应器的磨损；（3）飞灰使催化剂反应器蜂窝状通道堵塞；（4）烟气温度升高，会将催化剂烧结，或使之再结晶而失效；（5）烟气温度降低，NH3会和SO3反应生成（NH4）2 SO4，从而会堵塞催化反应器通道和空气预热器；（6）高活性的催化剂会促使烟气中的SO2氧化成SO3，因此这种布置应避免采用高活性的催化剂。
为了尽可能延长催化剂的使用寿命，除了应选择合适的催化剂之外，要使反应器通道有足够的空间以防堵塞，同时还要有防腐、防磨措施。
1.2 布置在静电除尘器和空气预热器之后在这种方案中，温度为300～500 ℃的烟气先经电除尘器再进入催化剂反应器，这样可以防止烟气中的飞灰对催化剂的污染和将反应器磨损或堵塞，但烟气中的SO2始终存在，因此烟气中的NH3和SO3反应生成（NH4）2 SO4而发生堵塞的可能性仍然存在。
这一方案的最大弊端是静电除尘器无法在300～500 ℃下正常运行，因此很少被采用。
1.3 布置在湿法烟气脱硫装置之后当锅炉尾部烟道中装有湿法烟气脱硫(FGD)装置时，可将催化剂反应器装于FGD装置之后，如图3所示。
由于不存在飞灰对反应器的堵塞及腐蚀问题，也不存在催化剂的污染和中毒问题，因此可以采用高活性的催化剂，并使反应器布置紧凑，以减少反应器的体积。
当催化剂在除尘后烟气中工作时，其工作寿命可达3～5年(在未除尘的烟气中工作寿命为2～3 年)。
这一布置方案存在的问题是：FGD装置排烟温度仅为50～60 ℃，为使烟气在进入催化剂反应器之前达到所需要的反应温度，需要在烟道内加装燃油或燃烧天然气的燃烧器，或蒸汽加热的换热器以加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。
当催化剂反应器在尾部烟道的位置确定以后，含有NOX的烟气和混有适当空气的NH3在反应器人口处和烟气混合，然后进入反应器内的催化剂层。
催化剂反应器的内部结构如图4所示。
通常，先将催化剂制成板状或蜂窝状的催化剂元件，然后再将这些元件制成催化剂组块，最后将这些组块构成反应器内的催化剂层。
催化剂层数取决于所需的催化剂反应表面积。
对于工作在未除尘的高尘烟气中的催化剂反应器，典型的布置方式是布置三层催化剂层。
在最上一层催化剂层的上面，是一层无催化剂的整流层，其作用是保证烟气进入催化剂层时分布均匀。
通常，在第三层催化剂下面还有一层备用空间，以便在上面某一层的催化剂失效时加入第四层催化剂层。
2 影响SCR脱硝率的因素在SCR系统设计中，最重要的运行参数是反应温度、反应时间、NH3/NOx摩尔比、烟气流速、O2浓度、NH3的溢出浓度、SO3浓度、H2O（蒸汽）浓度、钝化影响等。
反应温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的性质，因此反应温度直接影响反应的进程。
