火电厂选择性催化还原脱硝工艺

王倩亮

（华能烟台电厂，山东 烟台 264002）

火电厂选择性催化还原脱硝工艺

王倩亮

（华能烟台电厂，山东 烟台 264002）

针对选择性催化还原（SCR）法烟气脱硝技术在国外的广泛应用，介绍NOx的危害、脱硝工艺、脱硝控制系统和脱硝业绩等，展望SCR法脱硝技术的应用前景。

选择性；催化还原法；脱硝工艺

0 引言

氮氧化物是大气主要污染物之一，是造成酸雨和光化学烟雾的主要原因。20世纪40年代美国洛杉矶市发生的光化学烟雾事件促使了相关氮氧化物控制法规的诞生。从1947年California的第一个“空气污染控制区（AirPollution ControlDistricts）”的提案到1969年美国第一个关于NOx排放法规（APCD）的制定，从20世纪70年代美国清洁空气法案（CleanAir Act，CAA）的通过到1990年的清洁空气修正案 （Clean Air ActAmendments，CAAA）的制定，从德国的“大型燃烧设备规定”到日本六易其稿 （分别为 1973年、1974年、1975年、1977年、1983年和1987年）制定的世界上最低的NOx排放标准，世界各国尤其是发达国家对氮氧化物的控制作了不懈的努力。

随着我国环保意识的增强，相应法律法规的健全和执法力度的加大，尤其是在2004年7月1日正式实施的《排污费征收使用管理条例》的颁布，燃煤电厂氮氧化物的控制势在必行。因此对现有各种脱硝工艺进行调研研究，从而寻求一种适合我国国情的火电厂烟气脱硝解决方案，最终实现烟气脱硝装置的国产化显得尤为重要。 在我国城市大气中，人为排放的氮氧化物大多数来自燃料的燃烧，如，以原煤为燃料的火电厂、工业窑炉、民用锅炉等。据有关研究统计，2005年以后火电厂燃煤量将超过煤炭消耗总量的一半，2020年将超过76%。由此可见，今后NOx排放量将十分巨大。监测表明，近年来，我国一些大型城市的空气氮氧化物浓度超标，一些地方甚至产生光化学雾现象。因此，如果不加强控制，NOx将对我国大气、土壤、水环境造成严重的污染。

1 脱硝工艺

1.1 脱硝工艺的种类

氮氧化物排放标准的日趋严格促使学术界去更加深入地理解NOx的产生机理和减排措施，从而使得工程界有了更为有效的NOx解决方案，而若干脱硝工业装置的成功运行又使得立法越发的完善。

从1943年Zeldovich提出热力NOx的概念，到 1989年一个基于化学反应动力学软件CHEMKIN的包含234个化学反应的NOx预测模型的建立，再到现今计算流体动力学（ComputationalFluid Dynamics，CFD）软件STAR-CD（或FLUENT）与CHEMKIN的完全耦合解算NOx的生成，无一不给工程界提供了完备的技术后盾。从低氧燃烧、排气循环燃烧、二级燃烧、浓淡燃烧、分段燃烧、低氮燃烧器等各种炉内燃烧过程的改进到现今形式各异的脱硝工艺，立法界、学术界和工程界的交替作用使得脱硝工艺和市场日趋成熟和完善。

目前，控制NOx排放的措施大致分为两类，一类是采用烟气净化技术，脱除烟气中的NOx；另一类是低NOx燃烧技术，通过各种技术手段，抑制或还原燃烧过程中生成的NOx，达到降低NOX排放的目的。烟气净化技术包括湿法脱硝技术和干法脱硝技术。湿法脱硝技术有选择性催化还原（SCR）法、选择性非催化还原（SNCR）法、吸收法等。干法脱硝技术有吸附法、等离子活化法、生化法等。综合考虑技术可靠性、初投资、运行费用、脱硝效率等因素，被大规模应用的是十分成熟的SCR法和SNCR法。SCR脱硝系统最早在20世纪70年代晚期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。在欧洲和美国，SCR脱硝系统也得到了十分广泛的应用。SCR法的脱硝效率最高可达95%以上。为了适应更高的排放标准，SCR法已经被作为最好的可利用的技术。未来，SCR技术在电站机组将得到更加广泛的应用。

1.2 SCR法脱硝原理

选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction，SCR）是指在催化剂的作用下，以NH3、CO或碳氢化合物等作为还原剂，在氧气存在的条件下，“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O，实现脱除氮氧化合物。其原理首先由Engelhard公司发现并于1957年申请专利，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。SCR目前已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术，其基本反应方程式为（以氨为还原剂）:

可以作为还原剂的有NH3、CO、H2，还有甲烷、乙烯和丙烷等。目前，以NH3作为还原剂对NOx二的脱除率是最高的。

1.3 SCR法催化剂

SCR法催化剂的种类主要有以下3种:

1）Pt-Rh和Pd等贵金属类催化剂，通常以氧化铝等整体式作为载体，在SCR反应中有较高的活性且反应温度较低，但是对NH3有一定的氧化作用。因此，在20世纪八九十年代以后逐渐被金属氧化物类催化剂所取代。

2）金属氧化物类催化剂，主要包括V2O5，Fe203，CuO，CrOX，MnOX，MgO，MoO3等金属氧化物或其联合作用的混合物， 通常以 TiO2，A1203，ZrO2，SiO2，活性炭（AC）等作为载体，且这些载体具有比表面积大的微孔结构，在SCR反应中具有的活性极小。当采用这一类的催化剂时，通常以氨或尿素作用还原剂。

3）沸石分子筛型，主要是采用离子交换方法制成的金属离子交换沸石。通常采用碳氢化合物作为还原剂。这一类催化剂的特点是温度较高，最高可达600℃。目前，这类催化剂是国外研究的重点，但在工业应用方面不是很多。

1.4 SCR脱硝系统

SCR脱硝系统由脱硝反应系统和氨气制备供应系统两部分组成。

1）脱硝反应系统包括SCR催化反应器、喷氨系统、空气供应系统等。烟气在锅炉省煤器出口处被平均分成两路，每路烟气并行分别进入一个垂直布置的SCR反应器里，即每台锅炉配有两个反应器。烟气经过反应器里的催化剂层，在催化剂的作用下发生还原反应，脱除NOx的净烟气随后依次进入下级空气预热器、静电除尘器、引风机和FGD脱硫系统，最后通过烟囱排向大气。

2）氨气制备供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨储罐、液氨供应泵、液氨蒸发器、氨气缓冲槽、氨气稀释槽等。脱硝装置采用液氨作为还原剂，液氨用罐车运到现场后，通过液氨卸料压缩机卸载到液氨贮罐中，然后送到蒸发器中蒸发产生气态氨，气态氨被空气稀释后，注入SCR反应器的烟道入口中。

1.5 SCR可能产生的问题

1）氨泄漏，是指未反应的氨排出系统，造成二次污染，采用合理的设计通常可以将氨的泄漏量控制在5 ppm以内。

2）当燃用高硫煤时，烟气中部分SO2将被氧化生成SO3，这部分SO3以及烟气中原有的SO3将与NH3进一步反应生成氨盐，从而造成催化剂中毒或堵塞。其发生的主要副反应有：

这主要通过燃用低硫煤、降低氨泄漏量或将SCR反应器置于FGD系统后来控制或减少氨盐的生成。

3）飞灰中的重金属（主要是As）或碱性氧化物（主要有MgO，CaO，Na2O，K2O等）的存在会使催化剂中毒或活性显著降低。

4）过量的NH3可能和O2反应生成N2O，尽管N2O对人体没有危害，但近来的研究成果表明，N2O是造成温室效应的气体之一。其可能发生的反应为：

然而所有这些问题都可以通过选择合适的催化剂、控制合理的反应温度、调节理想的化学计量比等方法使之危害降到最低。SCR技术对锅炉烟气NOx的控制效果十分显著，具有占地面积小、技术成熟可靠、易于操作等优点，是目前唯一大规模投入商业应用并能满足任何苛刻环保政策的控制措施，可作为我国燃煤电厂控制NOx污染的主要手段之一。然而由于SCR需要消耗大量的催化剂，因此也存在运行费用高，设备投资大的缺点，同时对改造机组亦有场地限制，对设计水平提出了更高的要求。

1.6 其他脱硝工艺

1.6.1 选择性非催化还原法（SNCR）

选择性非催化还原法工艺，或被称为热力De-NOx工艺最初由美国的Exxon公司发明并于1974在日本成功投入工业应用。其基本原理是在没有催化剂的情况下可以在800～1 100℃这一狭窄的温度范围内进行，而且基本上不与O2作用。SNCR法的还原剂除了NH3以外还可以采用尿素或其它氨基，其反应机理相当复杂。当用尿素作还原剂时其反应方程式可简单表示如下如下：

同SCR工艺类似，NOx的脱除效率主要取决于反应温度、NH3与NOx的化学计量比、混合程度，反应时间等。研究表明，SNCR工艺的温度控制至关重要，若温度过低，NH3的反应不完全，容易造成NH3泄漏；而温度过高，NH3则容易被氧化为NO，抵消了NH3的脱除效果。温度过高或过低都会导致还原剂损失和NOx脱除率下降。通常，设计合理的SNCR工艺能达到高达30%~70%的脱除效率，甚至80%的效率亦见文献报道。

SNCR可能出现的问题同SCR工艺相似，比如氨泄漏，N2O的产生，当采用尿素作还原剂时，还可能产生CO二次污染等问题。然而通过合理的工艺设计和参数控制，这些隐患均可以降到最小。

SNCR与SCR相比运行费用低，旧设备改造少，尤其适合于改造机组，仅需要氨水贮槽和喷射装置，投资较SCR法小，但存在还原剂耗量大、NOx脱除效率低等缺点，温度窗口的选择和控制也比较困难，同时锅炉型式和负荷状态的不同需要采用不同的工艺设计和控制策略，设计难度较大。

1.6.2 SNCR/SCR联合烟气脱硝技术

SNCR/SCR联合烟气脱硝技术结合了两者优势，将SNCR工艺的还原剂喷入炉膛，用SCR工艺使逸出的NH3和未脱除的NOx进行催化还原反应。典型的联合装置能脱除84%的NOx，同时逸出NH3浓度低于10 ppm。

1.6.3 其它烟气脱硝工艺

除了上述主流的SCR及SNCR工艺，还有液体吸收法、微生物吸收法、非选择性催化还原法、炽热炭还原法、催化分解法、液膜法、SNRB工艺脱硝技术、反馈式氧化吸收脱硝技术等，除此之外，一些联合脱硫脱硝工艺亦在兴起，如活性炭吸附法，等离子体法，电子束法、脉冲电晕放电等离子体法、CuO法、NoxSO工艺、SNAP法等。这些方法或已被淘汰，或处于实验室研究阶段，或效率不高，难以投入大规模工业应用，这里就不一一赘述。

2 国内脱硝简况

目前，对火电厂排放氮氧化物实行总量控制已基本具备排放标准、排污收费、治理技术等条件。修订的《排污费征收使用管理条例》中规定，自2005年7月，对氮氧化物执行与二氧化硫相同的排污费征收标准。因此，今后将有更多的机组配套建设脱硝装置。我国已建成配套脱硝装置的电厂有:福建后石电厂2×600 MW机组、厦门篙屿电厂二期2× 300 MW机组、国华太仓电厂2×600 MW机组等。

3 烟气脱硝装备国产化的几点建议

从日本、美国和德国等氮氧化物控制法规及相应的污染控制技术的发展过程不难看出，NOx控制技术的进步和工业装置的应用状况在很大程度上取决于环保立法的健全程度。随着二氧化硫污染治理的深入，我国已逐步开始加强对氮氧化物治理的力度，针对工业锅炉和燃煤电厂氮氧化物排放的浓度提出了新的限制规定，相应的排放收费条例已于2004年7月正式实施，对氮氧化物实行与二氧化硫相同的排污费征收标准。可见脱硝产业的市场需求即将形成规模，烟气脱硝市场也将成为目前以烟气脱硫业务为主的环保公司拓展业务的战场。而国内科研院校对烟气脱硝的研究还处于起步阶段，由于烟气脱硝系统复杂、技术含量高、投资大，短期内很难形成有我国自主知识产权的烟气脱硝技术。然而烟气脱硝不能再走FGD只引进不吸收的老路，脱硝工艺的选择和装置的设计与锅炉型式和负荷、烟气条件和NOx浓度、需要达到的效率、还原剂供给条件、场地条件、预热器和电除尘器情况、FGD装置特点等因素都有一定的关系，照搬国外的技术不一定完全适合中国的国情。美国就曾对当时日本和德国已成功运行的SCR装置进行了工业规模的研究，以考察在美国煤质中可能独有的重金属对催化剂性能的影响。

中国钒资源丰富，在已探明的钒储量（约15980万t）中占11.6%，居世界第四位，位于南非（46%）、独联体（23.6%）和美国（13.1%）之后，并且在磷肥和尼龙行业所用的V2O5催化剂的国产化开发方面具有一定的经验，应充分利用这些优势，突破行业壁垒，实现优势资源组合，开发适合中国国情的SCR催化剂。

4 结束语

在环境保护领域，氮氧化物的排放正在被越来越多的关注。虽然SCR技术成本比较高，但是，SCR法是唯一可以使燃煤锅炉NOx的排放量达到排放标准的技术，在我国已经建成或者在建的电厂基本上都采用的是SCR脱硝技术。因此，SCR法脱硝技术在我国具有极为广阔的应用前景。

王倩亮，哈尔滨工业大学毕业，本科，从事燃料检修管理、除灰除尘和脱硫检修管理。

Discussion on Thermal Power Plant Technology of Selective Catalytic Reduction of NOx

Selective Catalytic Reduction （SCR）flue gas denitrification technology abroad widely introduced NOx harm the denitration process,NOx control systems and denitrification performance,etc.,looked to the SCR method denitrification technology applications.

selectivity;catalytic reduction;denitrification

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1007－9904（2010）04－64－04

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