火电厂SCR法脱硝技术浅析
火电厂脱硝技术浅析
【 关键词 】 催化剂 ； 火 电厂脱硝 技术 ； 低Ｎ Ｏ 燃 烧
【 中图分类号 】 Ｘ ７ ７ ３
【 文献标识码 】 Ｂ
【 文章编号 】 ２ ０ ９ ５ — ２ ０ ６ ６ （ ２ ０ １ ３ ） ｌ ８ — ０ １ ５ ０ － ０ ２
表 １ 烟 气 脱硝 蛉技 术 比较
方 法 原 理 技 术 特 点
漏可能造成＝； 盘污 染
控 制 水 平 看 来 ，可 能 不 用等 到 ２ ０ ２ ０年 ， １ ０ ０ ０万 ｔ 的 氮氧 化 物
排 放 量 旱 已达 到 。 为 了我 国未 来 的 发展 ， 我 国特 颁布 实施 了几
项相 关法律 ， 显 然 ＮＯ 排 放 量 将 被 紧 紧 的控 制 ， 因此 ， 火 电厂 脱 硝 将 会 是 新 一 个 商机 ， 把 握 这 次机 会 你 将会 脱 引 而 出。
配风 系统 非 常 复 杂 。
在待 定催 化 荆作 用下 。 用氯 或 其 他 还 原 脱 除率 高 ， 被 认 为是 最好 的烟 气 Ｓ Ｃ Ｒ 荆 选择 性 地将 ＮＯ 还原 Ｎ 脱硝技术。投资和操作费用大． ２和 Ｈ 也 存 在 Ｎｉ ｔ
，
的 泄 术
为两 种 ： 烟 气 脱 硝 与低 ＮＯ 燃 烧 。本 文 重 点 介 绍 了 烟 气 脱 硝 技 术 与 低 Ｎｏ ｔ 燃 烧 技 术 的 技 术 特 点 和 主 要 方法 。着 重 阚述 了选 择 性 催 化 还 原 法
（ Ｓ Ｃ Ｒ） 的原 理 、 主 要 影 响因 素 及 流 程 ， 并 且包 括 还 原 剂 与 催 化 剂 的 性 能 与选 择 比较 。
ｌ能源。 电力
Ｌ ｏ Ｗ Ｃ Ａ Ｒ Ｂ ｏ Ｗ Ｏ Ｒ ｌ Ｌ Ｄ ２ 叫３ 荡
火力发电厂选择性催化还原(SCR)法脱硝技术
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。
试论电厂烟气SCR脱硝工艺及特点分析
带 有 灰 斗 ，只对 进 入 空 预 器 的 Ｓ Ｒ反 应 器 出 口烟 道 的 走 向 与 角 Ｃ 度 作 适 当优 化 。 ２４ 催化剂 的选用 ． Ｓ Ｒ 中如 果缺 少 了催化 剂 ，那 么整 个脱 销 过程 将 无法 进 行下 Ｃ 去 ，因此 可 以说 催化 剂是 Ｓ Ｒ脱 销 系统 中的 最为 核心 的 部位 。 目 Ｃ 前 ，由 于 国内 的生产 技术 有 限 ，根 本 没有 能力 对 Ｓ Ｒ催 化 剂进 行 Ｃ 规 模 性 的生 产 ，因此 燃煤 厂 Ｓ Ｒ脱 销 催化 剂 都需要 从 国外 进 口。 Ｃ 但 是 ， 然 可以从 国外进 口催 化剂 ， 是 在对催 化剂 进行 选择 时 ， 虽 但 仍 需 要考 虑 一 些 因素 ，例 如催 化 剂 的类 型 、提 及 、尺寸 大 小 、气 流孔径以及使用温度等方面的因素， 以上这些因素属于常规因素， 对 于某些 重 点问题 ，还需 要 进行考 虑 ：
氨气在脱销过程 中，发挥着十分大 的左右 ，但氨气一 般具 硫经过氧化生成的三氧化硫与二氧化钛的反应十分弱 ，而且还属 有刺激性气 味 ，属于化学危险品。氨气具有 的化学性质 ，主要 于可逆反应 ；三氧化钨所起的作用就是增加催化剂 的活性与热稳 包括 易燃性 、可燃性 以及刺激性等 。在氨气发生泄漏 时 ，氨会 性。有时也可以将组分中添加少许三氧化钼，其作用是为了抑制 迅 速在 空气 中 被 氧 化 ，而 且 极 易 发 生 扩 散 ，导 致 对 周 围 的 生 态 二氧化硫的氧化以及防止催化剂受烟气中砷元素的影响而发生中 环境 以及人类 产生巨大的伤害。因此 ，燃煤 电厂应该按 照化工 毒而 ， 面地 对经济 效益 的追 求是 远远 不 够的 ， 水喷淋 、 自动漏氨检测仪设置等技术措施 ，以确保氨站的安全 片 因为燃煤发电厂会产生很多 Ｎ ｘ 而它却对人ｆ ￣ Ｏ， ｔ － ｑ 极大的危害性 。 与 稳定 运行 。 因此 ，需 要对 其 进行 预 防 与 控制 。 目前 ，对 燃 煤发 电厂 产 生 的氮 ２ ． 氨气 ／烟气 的混合技术 ２ 氧 化物 的防 治措 施 主要 采 用 了低 氮 燃烧 技 术 ，对 于该 技 术 虽然 在 工 程 设 计 的难 点 是 Ｓ Ｒ反 应 器 注 氨 系统 。注 入 的 氨 气 与 烟 Ｃ 定 程 度 上 可 以缓解 氮 氧化 物 的 污染 ，但是 该技 术 的 脱销 效 率 非 气均匀混合是保证脱硝率和减少氨逃逸率的重要措施。该工程除 常有 限 。因此 ， 需一 个脱 销效 率极 高 的技术加 以防治 ， 年来 ， 急 近 了在每个 Ｓ Ｒ反应器的注氨烟道断 面上布置 了数 量较 多的喷嘴 Ｃ 随 着我 国燃 煤 电 厂 的氮 氧化 物 的 污染 日益 严 重 以及 受 到越 来 越 多 外 ，在 喷嘴 与 催化 剂层 之 间 的烟 道 上又 布设 了氨 气 ／烟气 静 态均 的人 们 的关 注 ，一 种新 型 的 、高效 的脱 销 技 术就 这 样 诞生 了— — 混 器 、导流 叶 片 、气 流整 流器 ，以达 到 烟气 与 氨气 的均 匀 、有效 Ｓ Ｒ脱 销技 术 。下 文就 是 对 该技 术 的 特点 进 行 了介 绍 和分 析 ，以 混 合 。 Ｃ 更 好 地 为 日益增 多的 同类 型 脱 硝装 置 的工 艺设 计 与设 备选 型 提 供 ２３ 未 设 旁 路 和 灰 斗 ． 定 的借鉴 。 在对路 旁的 Ｓ Ｒ脱销系统进行设计时 ，一般存在路旁挡板 Ｃ 的积 灰 以及 密 封性 方 面等 问题 ，再 加 上 运 行 成 本 以 及 设 备 的维 １ ＳＣＲ系统 介绍 Ｓ Ｒ脱 销 技 术 ，其 英 文 全 称 为 Ｓｌ ｔｅＣ ｔｙｃＲ ｄ ｃｏ ， Ｃ ｅ ｃｖ ａ ｌ ｉ ｅｕ ｔｎ 护 费用高 等问题 ，应该对其进行重新设计。通过查阅相关文献 ｅｉ ａ ｔ ｉ 翻 译为 选 择 性催 化 剂还 原 技术 。其 主要 的原 理 就是 在 脱 销催 化 剂 以 及 根 据 本 工 程 的实 际 情 况 ，采 取 了对 路 旁 设 置 取 消 ，简 化 系 的 作用 下 ，还 原 剂 氨气 在温 度 很 低 的情 况下 将 一 氧化 氮 和二 氧 化 统 的措 施 。此 外 ，为 了减 少 投 资 上 的成 本 ，Ｓ Ｒ反 应 器 不 需 要 Ｃ
火电厂SCR烟气脱硝技术(详细版本)
SCR烟气脱硝技术选择性催化还原法烟气脱硝技术（Selective Catalytic Reduction，SCR）是指在一定温度和催化剂的作用下，“有选择性”地与烟气中的NO x反应并生成无毒无污染的N2和H2O。
还原剂可以是碳氢化物（如甲烷、丙烯）、NH3、尿素等。
工业应用的主要是氨水（25%）、液氨，其次是尿素。
SCR反应原理首先由ENGELHARD公司发现并于1957年申请专利，后来日本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。
1975年日本Shimoneski 电厂建立了第一个SCR系统的示范工程，日本大约有170套装置，接近100GW容量。
在欧洲有大约120多套SCR装置。
我国明确规定自2004年1月1日开始执行新的《火电厂污染物排放标准》GB13223-2003，强化NO x排放控制，以后建设的火力发电锅炉必须预留烟气脱硝装置空间。
新建电厂应严格按照环保“三同时”原则，进行脱硝建设，排放不得超过250mg/Nm3。
SCR烟气脱硝技术目前成为世界上应用最多、最成熟并且最有效的一种烟气脱硝技术。
SCR技术对锅炉烟气NO x控制效果十分显著，占地面积小，技术成熟，容易操作，可作为我国燃煤电厂控制NO x污染的主要手段之一。
但SCR技术消耗NH3和催化剂，目前我们使用的催化剂大多还是依赖国外产品，因此催化剂的费用通常占到SCR系统初始投资的一半左右，其运行成本很大程度上受催化剂寿命影响，因此存在运行费用高、设备投资大的缺点。
烟气脱硝采用的主要手段是干法，其原因是NO x与SO3相比，缺乏化学活性，难以被水溶液溶解吸收；而NO x经还原后成为无毒的N2和H2O，脱硝的副产物容易处理。
SCR和SNCR在大型燃煤电厂获得了较好的商业应用，其中SCR在全球范围内有数百台的成功应用业绩和十几年的运行经验，日本和德国95%的烟气脱硝装置采用SCR 技术，该方法技术成熟、脱硝率高、几乎无二次污染。
SCRSNCRSNCR40脱硝技术优缺点
SCRSNCRSNCR40脱硝技术优缺点首先，SCR（Selective Catalytic Reduction）是一种高效的脱硝技术，其原理是将氨水（NH3）或尿素蒸汽注入废气中，并在催化剂的作用下，使氨和氮氧化物（NOx）发生反应生成氮气（N2）和水蒸气（H2O）。
SCR技术的优点如下：1.高脱硝效率：SCR技术能够将NOx排放物转化为无害的氮气和水蒸气，其脱硝效率通常可达到90%以上。
2.广泛适用性：SCR技术可以适用于各种不同类型的燃烧设备，包括煤炭锅炉、发电机组等。
3.低消耗：SCR技术在脱硝过程中所需的氨水或尿素用量相对较低，因此具有较低的运行成本。
然而，SCR技术也存在一些缺点：1.对催化剂的要求高：SCR技术需要使用催化剂来促进反应，但催化剂的选择和维护较为复杂，且催化剂的失效可能会影响脱硝效率。
2.需要较高的运行温度：SCR脱硝需要在相对较高的温度下进行，因此该技术的适用范围受到温度限制。
SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）是另一种常见的脱硝技术，其原理是在废气中喷射氨水或尿素溶液，使其与NOx发生反应生成氮气和水。
SNCR技术的优点如下：1.简单操作：SNCR技术相对于SCR技术而言，设备结构较为简单，操作和维护相对较为容易。
2.适用范围广：SNCR技术适用于各类燃烧设备，无论是煤炭锅炉、发电机组还是工业炉等。
3.较低的投资和运营成本：相对于SCR技术，SNCR技术的投资和运营成本较低。
然而，SNCR技术也存在一些缺点：1.脱硝效率较低：相对于SCR技术，SNCR技术的脱硝效率较低，通常在60-70%之间。
2.可能产生副产品：在SNCR过程中，由于NOx与氨水或尿素的非选择性反应，可能还会产生有害气体，如亚硝酸和二氧化氮等。
3.受温度和氨浓度的限制：SNCR技术对温度和氨浓度有一定的要求，因此在应用中需要针对不同的工况进行调整。
SNCR40是SNCR技术的改进版本，其主要的区别在于SNCR40在喷射氨水前加入了特殊催化剂，并在反应过程中通过优化喷射量和喷射方式来提高脱硝效率。
火电厂烟气脱硝原理
火电厂烟气脱硝原理
烟气脱硝是火电厂排放控制中的重要环节，它的原理是利用化学方法去除烟气中的氮氧化物（NOx）。
NOx是一种对环境和人体健康有害的气体，因此火电厂需要采取措施来减少其排放。
火电厂烟气脱硝的原理主要包括选择性催化还原（SCR）和非选择性催化还原（SNCR）两种方法。
其中SCR是目前应用最为广泛的一种技术。
SCR技术是通过在烟气中喷射氨水或尿素溶液，将NOx与氨发生反应，生成无害的氮气和水蒸气。
这种反应需要在催化剂的作用下进行，常用的催化剂包括钒、钛或钨等金属氧化物。
在SCR脱硝系统中，烟气经过预处理后，与氨水或尿素溶液在催化剂的作用下发生反应，从而达到脱硝的目的。
另一种脱硝方法是SNCR，它是通过在烟气中喷射氨水或尿素溶液，利用高温下的非选择性催化还原反应将NOx还原为氮气和水蒸气。
相比于SCR，SNCR技术更适用于低温烟气，但其脱硝效率相对较低。
无论是SCR还是SNCR，烟气脱硝技术都可以有效地减少火电厂排放的NOx，降低对环境和人体健康的影响。
然而，脱硝过程中也会产生一定量的氨气，因此需要对氨气进行后处理，以确保对环境的影响最小化。
总的来说，火电厂烟气脱硝技术是一项重要的环保措施，通过采用适当的脱硝方法，可以有效地减少NOx的排放，保护环境和人类健康。
随着技术的不断进步，相信烟气脱硝技术将会在未来得到更广泛的应用和发展。
火电厂脱硫系统及脱硝技术介绍
燃烧前脱硫
燃烧中脱硫
燃烧后脱硫
脱 硫 的 基 本 方 法 与 种 类
目前常见的 湿法烟气脱硫有：石 灰石/石灰—石膏法、 钠洗法、及氧化镁 法等。
石灰石石膏湿法烟气 脱硫的优点
脱硫效率高，一般可达95％以 上，钙的利用率高可达90%以 上； 单机烟气处理量大，可与大型 锅炉单元匹配； 对煤种的适应性好，烟气脱硫 的过程在锅炉尾部烟道以后， 是独立的岛不会干扰锅炉的燃 烧，不会对锅炉机组的热效率、 利用率产生任何影响； 石灰石作为脱硫吸收剂其来源 广泛且价格低廉，便于就地取 材； 副产品石膏经脱水后即可回收， 具有较高的综合利用价值。
脱硫工艺流程图
脱硫系统构成
石灰石浆液制备系统 烟气系统 吸收系统 电气与监测控制系统
事故浆液及排放系统
废水处理系统 石膏脱水及储存系统
公用系统
石灰石浆液制备系统
制备并为吸收塔提供满足要求的石灰石浆液。 石灰石浆液制备系统的主要设备包括石灰石储 仓、球磨机、石灰石浆液罐、浆液泵等。
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烟气系统
干法烟气脱氮技术
特征：用气态反应剂使烟气中的NOx还原为N2和H2O。 主要有选择性催化还原法、非选择性催化还原法和选 择性无催化还原法，其中选择性催化还原法被采用的 较多。其他干法脱氮技术还有氧化铜法、活性炭法等。 特点：反应物质是干态，多数工艺需要采用催化剂， 并要求在较高温度下进行。该类烟气处理工艺不会引 起烟气温度的显著下降，无须烟气再加热系统。
SCR法烟气脱硝技术在火电厂的应用
靠 的 脱 硝 技术 ， 脱 硝 效 率高 ， 系统 安 全 稳 定 。 反应 原 理 如 下 ：
适应温度范围广； Ｎ Ｏ 去除率高； ｓ ０ 抵抗力强； ｓ ｏ Ｊ ｓ ｏ 转化
率低 ； 对 灰分 及 热 冲 击 力 的抵 抗 力 强 ； 压 力 损 失低 。
４ ＮＨ３ ＋ ５ ０￣ － － ￣ ４ ＮＯ＋ ６ Ｈ２ ０
引进法 国的 Ｆ Ｌ Ｏ ＷＴ Ｅ Ｃ Ｈ公 司工 艺技术 ， 主要 核心设备催 化 催化剂是整个 Ｓ Ｃ Ｒ系统的核心和关键 ，催化剂 的设计和选 剂 ，
择 是 由烟 气 条 件 、 组分来确定的， 影 响 其 设 计 的 三 个 相 互 作 用 的 剂 由奥地 利 Ｃ Ｅ Ｒ Ａ Ｍ 公 司提 供 ， 烟 气 成 套分 析 仪 由德 国西 门子 公 Ｓ Ｃ Ｒ反 应 器 、 催化剂、 氨 喷 射 因素是 Ｎ Ｏ 脱 除率、 Ｎ Ｈ 的逃逸率和催化剂体积。在形式上主要 司 提 供 。该脱 硝 系 统 包 括 烟道 系 统 、 系统 、 氨的制备及供 应系统 、 吹灰系统 、 控制系统及 仪表和 电气 有板式 、 蜂 窝式和波纹板式三种 。 系统等， 在国内 ６ ０ ０ Ｍ Ｗ 机组 中首次应用。
（ １ ） 在 有氧 的条 件 下主 要 反应 ：
４ ＮＨ３ ＋ ４ ＮＯ＋ Ｏｆ － ＊ ４ Ｎ ２ ＋ ６ Ｈ２ ０
４ＮＨ３ ＋ ２ＮＯ： ＋Ｏｆ － ＊ ３Ｎ２ ＋６ Ｈ２ ０ ＮＯ＋ＮＯ２ ＋２ ＮＨ３ —｝ ２ Ｎ２ ＋３Ｈ２ ０
（ １ ） 布置形式： 水平 段 安 装 烟 气 导流 、 优化 分 布 的装 置 以及 喷氨 格 栅 。 反应 器 采 用 固定床 平 行 通 道 型 式 ， 采用 ２ ～ ４ 层， 并预留 １ 层位置 。
火电厂烟气SCR脱硝概述
化 效 率 反 而 下 降 。 这 主 要 是 由 于 Ｖｚ ｏｓ 在 Ｔｉ ０ｚ 上 的 分 布 不 同 造 成 的 。红 外 光 谱 表 明 ， 当 Ｖ。 ｏ 含 量 在 １ ． ４ ～４ ． ５ 时， Ｖ ｏ 均 匀 分 布 于 Ｔｉ ｏ： 载体 上 ， 并 且 以等 轴聚 合 的钒 基 形 式存 在 ； 当 Ｖ： ｏ 含 量 为 ６ ． ６ 时， Ｖ。 ０ 在 Ｔｉ ｏ 载 体 上 形 成 新 的 结 晶 区 —— Ｖ。 ｏ 结 晶区 ， 从 而 降 低 了催 化 剂 的 活 性 。Ｖｚ ０ｓ 是Ｓ Ｃ Ｒ 反 应４ ｔ １ １ 化 剂 的活 性 组 分 ， 在 ＮＨ３的 作 用 下 降 烟 气 中 Ｎｏｘ还 原 成 Ｎ。 和 Ｈ。 ｏ 的同 时 ． 也 将 烟 气 中的 Ｓ ｏ。 氧 化为Ｓ ｏ。 ， 因 此 工 业 应 用 的 催 化 剂 中 Ｖ。 ０ｓ 含 量较低 （ ０ ． ３ ～１ ． ５ ） 。 为 保 证 催 化 剂 效 果 通 常 加 入 助催
厂 选择 性 催 化还 原 法 脱 硝 使 用 的温 度 范 围 在 ２ ９ ０ ＂ ￣ ４ ３ ０ ℃ 。 所 以 在 电 站 锅 炉 中 脱 硝 系 统 的 安 装 选 择 在 省 煤 器 与 空 预 器 之 间 。 图 ２是 脱 硝 系 统 原 理 图 。
催 化 剂最佳 温度 为 ３ １ ０ ℃。 ４ ． ３ ． ２ ｎ （ ＮＨ ３ ） ／ ｎ（ Ｎ０ｘ ） （ 摩尔 比） 对 Ｎｏｘ脱 除 率 的 影 响 在 一 定范 围 内 ， Ｎｏｘ脱 除 率 随 ｎ （ ＮＨｓ ） ／ ｎ （ Ｎ０ｘ ）
增 加 而增 加 ， ｎ（ ＮＨ３ ） ／ ｎ（ Ｎ０ｘ ） 小 于 １时 ， 其 影 响 更 显 著 。 该 结 果 说 明 若 ＮＨ。 投 入量 偏低 ， Ｎｏｘ受 到 限
scr工艺脱硝原理
scr工艺脱硝原理SCR工艺脱硝原理一、介绍SCR（Selective Catalytic Reduction）工艺是一种利用氨水或尿素作为还原剂，通过催化剂将NOx转化为N2和H2O的脱硝技术。
该技术具有高效、稳定、可靠等特点，在电力、石化、钢铁等领域得到广泛应用。
二、反应机理1. NOx的生成NOx是指氮氧化物，包括NO和NO2两种。
在燃烧过程中，空气中的氮和氧反应生成N2和O2，但当温度较高时，氮分子会与游离的氧原子相遇形成NO。
此外，在燃料中含有较多的有机物或硫时，也会产生NOx。
2. SCR反应SCR反应是指将NH3或尿素注入到烟道脱硝装置中，与NOx发生化学反应生成N2和H2O。
SCR反应需要催化剂的存在，在催化剂表面上进行。
3. 催化剂常用的SCR催化剂是钒钛催化剂。
该催化剂具有高活性、耐久性好等特点。
在催化剂表面上，NH3或尿素分解为NH2和NH4，NH2与NOx反应生成N2和H2O。
三、工艺流程1. 氨水或尿素的制备氨水或尿素是SCR脱硝过程中的还原剂。
氨水通过合成氨法制备，尿素则通过碳酸二铵和氨水反应得到。
2. 进出口烟气处理进入SCR反应器前，需要对烟气进行预处理。
主要包括除尘、脱硫等工艺。
出口烟气需要再次进行除尘处理，以保证排放标准。
3. SCR反应器SCR反应器是SCR脱硝过程的核心部件。
在该装置中，将制备好的氨水或尿素喷入烟道中，在催化剂表面上与NOx发生化学反应生成N2和H2O。
4. 氨水或尿素喷雾系统在SCR反应器中喷洒氨水或尿素需要使用喷雾系统。
该系统需要保证稳定、均匀的喷洒量，并且能够适应不同温度下的使用。
5. 余热回收系统SCR脱硝过程会产生大量废热，如果不能有效回收利用，则会造成能源浪费。
因此，在SCR脱硝过程中需要设计余热回收系统，将废热回收利用。
四、影响因素1. 温度SCR反应需要在一定温度范围内进行。
通常情况下，SCR反应的最佳温度为250℃~400℃。
脱硝技术之(SCR法)
脱硝技术之（SCR法）
选择性催化还原法（SCR）
一、工艺介绍
SCR脱硝工艺是利用催化剂，在一定温度下（270~400℃），使烟气中的NOx与来自还原剂供应系统的氨气混合后发生选择性催化还原反应，生成氮气和水，从而减少NOx的排放量，减轻烟气对环境的污染。
其中SCR 脱硝反应的具体反应方程式：
SCR反应过程中使用的还原剂可以为液氨、氨水（25%NH3）或者尿素。
SCR脱硝工艺系统可分为液氨储运系统（液氨为还原剂）、氨气制备和供应系统、氨/空气混合系统、氨喷射系统、烟气系统、SCR反应器系统和氨气应急处理系统等。
二、工艺流程图
三、工艺特点
1、脱硝效率高，可达90%以上；
2、对煤种以及锅炉负荷变化的适应性强；
3、SO2氧化率和NH3逃逸率低；
4、V/W/TiO2催化剂，活性好、失活率低、寿命长；
5、技术成熟，运行可靠，便于维护。
四、本文由江西金阳钢艺有限公司提供,专业生产火电厂脱硫脱硝设备用搪瓷钢板。
SCR和SNCR脱硝技术经验
精心整理SCR 和SNCR 脱硝技术SCR 脱硝技术SCR 装置运行原理如下:氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下:催化剂?4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O催化剂?的情况下,烟气中的SCR SCR 图1为热器前,SCR 时间、每个SCR 反应器的氨储存系统由一个氨储存罐,一个氨气/空气混合器,两台用于氨稀释的空气压缩机(一台备用)和阀门,氨蒸发器等组成。
氨储存罐可以容纳15天使用的无水氨,可充至85%的储罐体积,装有液面仪和温度显示仪。
液氨汽化采用电加热的方式,同时保证氨气/空气混合器内的压力为350kPa 。
NH3和烟气混合的均匀性和分散性是维持低NH3逃逸水平的关键。
为了保证烟气和氨气在烟道分散好、混合均匀,可以通过下面方式保证混合:在反应器前安装静态混合器;增加NH3喷入的能量;增加喷点的数量和区域;改进喷射的分散性和方向;在NH3喷入后的烟道中设置导流板;同时还应根据冷态流动模型试验结果和数学流动模型计算结果对喷氨系统的结构进行优化。
喷氨系统?喷氨系统根据锅炉负荷、反应器入口NOx 浓度、反应器出口NOx 浓度测量的反馈信号,控制氨的喷入量。
反应器系统?SCR反应器采用固定床形式,催化剂为模块放置。
反应器内的催化剂层数取决于所需的催化剂反应表面积。
典型的布置方式是布置二至三层催化剂层。
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,以便在催化剂活性降低时加入第四层催化剂层。
在反应器催化剂层间设置吹灰装置,定时吹灰,吹扫时间30～120分钟,每周1～2次。
如有必要,还应进行反应器内部的定期清理。
反应器下设有灰斗,与电厂排灰系统相连,定时排灰。
省煤器和反应器旁路系统?在省煤器前和反应器之间设置旁路,称之为省煤器旁路。
当锅炉负荷降低,烟气流量减少,进入反应器的烟气温度低于要求值时,旁路开通,向反应器导入高温烟气,提高反应器内的温度。
浅谈尿素法SCR烟气脱硝技术
科学技术创新2019.28浅谈尿素法SCR 烟气脱硝技术周锋1王大庆2（1、润电能源科学技术有限公司，河南郑州4500002、新乡中益发电有限公司，河南新乡453400）1概述随着中国大气污染物排放标准的不断趋严，超低排放国家专项行动的实施，中国的火电厂大气污染防治技术发展迅速，已处于国际领先水平，实现了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。
SCR 烟气脱硝技术是NOx 生成后的控制技术，即在上游的锅炉燃烧烟气中喷入还原剂氨再利用催化剂对烟气进行脱氮处理的技术方法。
通常采用NH 3为还原剂，把烟气中的NOx 与NH 3反应生成对大气无害的N 2和H 2O ，从而实现氮氧化物的超低排放。
还原剂氨气的制作方法主要有液氨法、氨水法、尿素法等，由于液氨法制氨气系统较为简单，经济性较好，目前液氨法在电厂中应用较多。
但液氨有毒性、易爆炸，被列为重大危险品。
随着国家对电力安全生产监督管理的加强，2019年4月发布《国家能源局综合司切实加强电力行业危险化学品安全综合治理工作的紧急通知》，要求积极开展液氨罐区重大危险源治理，加快推进尿素替代升级改造进度。
现阶段，我国已有较多企业在锅炉烟气脱硝工程中使用尿素制氨技术，这种技术在安全性和可靠性上满足生产安全形势的要求，使得尿素替代液氨的升级改造迫在眉睫。
本文主要对尿素制取还原剂氨通常的两种方法：尿素溶液热解法和水解法进行分别介绍。
2尿素热解技术介绍尿素化学名称为碳酰二胺，分子式CO(NH 2)2，纯尿素为无色、无味、无臭的针状或棱柱状结晶，易溶于水。
当加热溶液温度高于130度时，尿素会直接水解为氨和二氧化碳。
2.1热解法主要工艺流程：尿素热解工艺的主要反应如下：CO(NH 2)2→NH 3+HNCO （尿素→氨+异氰酸）HNCO+H 2O →NH 3+CO 2（异氰酸+水→氨+二氧化碳）尿素热解工艺流程主要特点：尿素溶液的质量分数为50%，常温下是过饱和溶液，实际运行中需要对尿素溶液罐进行加热，使得尿素溶质量浓度达到要求。
SCR法脱硝解析
主要烟气脱硝方法比较
脱硝技术 低NOx喷烧器 脱硝效率 设备费 运转资金 备 注
改进 燃烧
废气循环 二段燃焼 三段燃焼 氨水 选择性催化还原
△
（30～40%）
◎
◎
脱硝效率低、需求30～40% 的脱硝效率时最合适。
◎（～95%） △（30～ 50%） ○（～80%） ○（～85%）
○
○
获得稳定的脱硝效率、 是脱硝的主流。 反应时间短, 控制困难， NH3逃逸量很大。 可回收肥料。耗电量大。 同时可进行脱硫处理， 粉末活性炭耗量大。 需要废水处理设备，需要 氧化剂。高NOｘ浓度时最 合适。
4．管道设备
1式
管道线路设计关于尿素水、 蒸汽 、 工业用水 、 空气管道分布，管道分布设计在主机 1 米以外 的地方。 设备交货前需完成以下工程。 下地需完成两道工序。 罐制品内面：无涂装 罐制品外表（保温层以下） ：下地涂装一次 罐制品外表（保温层以上） ：下地涂装一次，上 面涂装 2 次 SUS 部分、树脂部分：不涂装 备用品耗材：采用厂家标准
5．涂装
1式
6．保温
1式
4.未列入本方案的其他配套工程及设备
（1）基础（地基建设）、建筑物、排水等的一般土木建筑 工程 1式
（2）建筑物的拆迁、 挖洞、 修补工程
1式
（3）建筑物的开口封口工程、（包括墙壁穿洞工程 1式 （4）安装、 烟道、 管道布置、 保温、 涂装、电气等所有 现场工程 1式 （5）建筑物框架设计、制作 （6）罐制品详细设计及制作 （7）烟道设计、 烟道材料、以及相配的法兰 BNP （8）管道材料、 以及相配的法兰、 BNP 1式 1式 1式 1式
五、运行成本及占地面积
1.运行成本
烟气脱硝(SCR)技术及相关计算
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脱硝反应器的总括图 (垂直流型)
NH3 喷嘴 (AIG) 催化剂框架结构
导叶片 整流器(缓冲层) 催化剂层
预留层
吹灰器 2021/3/27
催化剂载卸设备
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烟气
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2、液氨存储及供应系统
液氨存储及供应系统包括氨压缩机、液氨储罐、 液氨蒸发器、气氨罐废水箱、废水泵、废水坑 等。此套系统提供氨气供脱硝反应使用。液氨 的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机 将液氨由槽车输入液氨储罐内，储槽输出的液 氨在液氨蒸发器内蒸发为气氨，气氨经稀释后 供入脱硝系统。
烟气脱硝（SCR）技术及相关计算
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内容目录
1. 火电厂烟气脱硝基本概念 2. 氮氧化物生成机理 3. 减少氮氧化物排放的方法 4. 烟气脱硝SCR工艺 5. 运行注意事项 6. 氨消耗量的粗略计算
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1. 火电厂烟气脱硝基本概念
烟气脱硝是NOx生成后的控制措施，即对燃烧后产生 的含NOx的烟气进行脱氮处理的技术方法。
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催化剂堵塞和失效
反应器布置在高含尘烟气段，这里的烟气
未经过除尘，飞灰颗粒对催化剂的冲蚀和 沉积比较严重，会引起催化剂空隙堵塞现 象，甚至可能引起催化剂中毒，使催化剂 活性降低。为保证理想的脱除效率，催化 剂表面必须保持清洁，在反应器内安装吹 灰器对催化剂层进行定期清洁。
害，当要将氨系统管路打开时，需要用氮气冲 管置换后再进行作业。
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氨逃逸率
SCR烟气脱硝工程安装浅析
SCR烟气脱硝工艺系统安装浅析王兴隆（山东电力建设第二工程公司，济南工业北路297号，250100）摘要：SCR烟气脱硝工程在国内使用是近几年的事,很多燃煤电厂没有上此项目,国家环保总局在2003 年12 月发布了进一步修订的GB 13223 - 2003《火电厂大气污染物排放标准》。
该标准规定,不同时段的火电厂实行NOx 最高允许排放浓度。
从2004年7月开始,对NOx 的排放征收0.60 元/ kg 的排污费。
所以国内很多燃煤电厂正在上或准备上烟气脱硝工程,本文作者作为山东电力建设第二工程公司第一个全程施工SCR烟气脱硝工程的技术人员, 以甘肃西固某2×330MW机组SCR烟气脱硝工程为例, 主要介绍SCR反应器部分的安装经验,希望能为以后SCR烟气脱硝工程的施工提供借鉴。
关键词：SCR 反应器催化剂吹灰整流器1、引言SCR是英文Selective Catalyst Reduction的缩写,既选择性催化还原法。
1957年，美国Englehard公司首先发现Nox和NH3之间发生的选择性催化反应，并申请了专利。
在美国，自1996年Crist电厂SCR装置示范工程大量工业试验成功应用之后，到1997年，就已经有6套装置安装。
我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，原煤占能源消费总量的比例高达70%左右，用于发电的煤炭约占煤炭总产量的40%。
我国现有火电机组设备总体技术水平落后，性能与世界先进水平相比有较大差距，发电煤耗高；能源利用率低，进一步加剧了煤炭燃烧造成的气体排放及环境污染。
因此以煤为主要能源的清洁煤发电技术在我国的推广具有重大的现实意义。
我国煤燃烧所释放的SO2占全国总排放量的87%，NOx占67%，粉尘占60%，CO2占7l%，造成了严重的环境污染和生态破坏，所以常规煤燃烧设备的污染问题一直是我国环境污染治理的重点。
为控制燃煤电厂NOx 的排放,国家环保总局在2003 年12 月发布了进一步修订的GB 13223 - 2003《火电厂大气污染物排放标准》。
SCR脱硝催化现场检测方法浅析
现场检测的主要内容包括两部分：第一部分为停炉期间检 测，内容包括：现场直接观测、催化剂检查和样品取样分析。第二 部分为运行检测，内容包括：催化剂所处烟道内的烟气粉尘浓 度、烟气流速、氮氧化物浓度、催化剂脱硝效率、氨逃逸、压降等。 ()! ()*+
停炉检测主要是直观的观察 &'( 脱硝催化剂的运行情况， 同时了解催化剂在烟道各区域工作状态的不同情况，进行比较 和汇总。催化剂区域的划定可以根据烟道截面的大小以及现场 的需求而定，依据烟道内每层催化剂的整体截面尺寸进行划分， 基本保证每个区域面积在 /%6! 左右。
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每次对催化剂的取样分析，仅是从中取走 !% 块长、宽为 5+"66，高 5!7"66，体积仅为 "87!96/ 的催化剂试块进行分析。 但锅炉烟道内部烟气成份、粉尘浓度、流速、温度分布并不均匀， 对催化剂的影响也各不相同，因此单靠试验室对取得的几块催 化剂试块的分析无法完全涵盖烟道内所有催化剂的运行情况。
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并依据实际检测数据和发现的问题，分析出导致问题发生的诱 因并提出整改的建议和方案。
&'( 脱硝催化剂的检测周期可以按照实际使用情况而定， 一般控制在 ;:< 个月左右。这样的一系统检测不但能了解催 化剂整体长期的运行情况，提高催化剂的使用寿命，而且可以形 成有效的寿命管理机制，保证催化剂再生或更换的时机选择上 更加的准确。
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+, 选择性催化还原 （&'(）脱硝是十分成熟的氮氧化物脱除技
术，脱硝效率高，在国内外均得到了广泛应用。目前，我国燃煤机 组 &'( 脱硝催化剂主要采用板式或蜂窝式结构，主要成分为 )!*+ 和 ,-*! 并添加有 .*/、01*/ 等和其他的一些添加剂。&'( 脱硝系 统可以在较低的烟气温度（!$"%!"）内，还原剂（23/ 等）在催化 剂的作用下，有选择地将烟气中的 2*4 还原成 2! 和水。
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火电厂SCR法脱硝技术浅析
作者：谢航
来源：《科学与财富》2015年第33期
摘要：目前，我国的发电机组绝大多数为燃煤机组，而以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是制约电力工业发展的一个重要因素。
其中氮氧化物（NOx）对环境危害严重，为了改善大气环境必须对氮氧化物的排放进行控制，因此对电厂脱硝系统控制的研究有很重要的工程意义和现实意义。
关键词：火电厂；脱硝；催化还原
1.SCR法烟气脱硝的设备及工艺流程
1.1 SCR法烟气脱硝的技术原理
SCR烟气脱硝系统采用氨气（NH3）作为还原介质，基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔，在催化剂的作用下，并在有氧气存在的条件下，选择性的与烟气中的NOx（主要是NO、NO2）发生化学反应，生成无害的氮气（N2）和水
（H2O）。
1.2 SCR法脱硝工艺流程及系统简介
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、反应器系统等组成。
通过向反应器内喷入NH3，将NOx还原为氮气。
由于此还原反应对温度较为敏感，故还需加入催化剂增强反应活性，以满足反应的温度要求。
首先，由尿素颗粒溶解制成一定比列的尿素溶液储罐贮藏，由尿素溶液泵送至SCR反应区，经过热解炉与锅炉送出的热一次风混合成一定配比的空气，形成氨气体积含量为5%的混合气体，经稀释的氨气通过喷射系统中的喷嘴被注入到烟道隔栅中，与原烟气混合。
在喷嘴数量较少的情况下，为了获得氨和烟气的充分均匀分布，要在反应塔前加装1个静态混合器。
这样，从锅炉省煤器后出来的烟气经与部分旁路高温烟气混合调温（烟气在反应塔中与高温催化剂的反应最佳温度为330～380℃）后，进入反应塔，在催化剂的作用下，烟气中的NOx与氨气发生化学反应。
由于环保要求脱硝停，运机组即停运，故反应塔前没有设置的烟气旁路。
1.3 SCR法脱硝技术特点
（1）在脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术。
（2）介质（液氨）为有毒有害、易燃易爆危险化学品，危险性大，对设备质量、施工质量、装置可靠性要求高，调试与运行操作要求严格。
（3）设备少，设备质量要求高。
（4）NOx 经还原后成为无毒的N2和O2，脱硝的副产品便于处理。
1.3.1 原理及流程
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”。
1.3.2 催化剂的选择
SCR 系统中的重要组成部分是催化剂，当前流行的成熟催化剂有蜂窝式、波纹状和平板式等。
平板式催化剂一般是以不锈钢金属网格为基材负载上含有活性成份的载体压制而成；蜂窝式催化剂一般是把载体和活性成份混合物整体挤压成型；波纹状催化剂是丹麦HALDOR TOPSOE A/S公司研发的催化剂，外形如起伏的波纹，从而形成小孔。
加工工艺是先制作玻璃纤维加固的TiO2基板，再把基板放到催化活性溶液中浸泡，以使活性成份能均匀吸附在基板上。
各种催化剂活性成分均为WO3和V2O5。
表3为各种催化剂性能比较。
1.3.3 还原剂的选择
对于SCR工艺，选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨。
尿素法是先将尿素固体颗粒在容器中完全溶解，然后将溶液泵送到水解槽中，通过热交换器将溶液加热至反应温度后与水反应生成氨气；氨水法，是将25%的含氨水溶液通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽；纯氨法是将液氨在蒸发槽中加热成氨气，然后与稀释风机的空气混合成氨气体积含量为5%的混合气体后送入烟气系统。
2.低NOx燃烧技术主要方法
2.1空气分级燃烧
燃烧区的氧浓度对各种类型的NOx生成都有很大影响。
当过量空气系数α
炉内空气分级燃烧分轴向空气分级燃烧（OFA方式）和径向空气分级。
轴向空气分级将燃烧所需的空气分两部分送入炉膛：一部分为主二次风，约占总二次风量的70～85%，另一部分为燃尽风（OFA），约占总二次风量的15～30%。
炉内的燃烧分为三个区域，热解区、贫氧区和富氧区。
径向空气分级燃烧是在与烟气流垂直的炉膛截面上组织分级燃烧。
它是通过将二
次风射流部分偏向炉墙来实现的。
空气分级燃烧存在的问题是二段空气量过大，会使不完全燃烧损失增大；煤粉炉由于还原性气氛易结渣、腐蚀。
2.2燃料分级燃烧
在主燃烧器形成的初始燃烧区的上方喷入二次燃料，形成富燃料燃烧的再燃区，NOx进入本区将被还原成N2。
为了保证再燃区不完全燃烧产物的燃尽，在再燃区的上面还需布置燃尽风喷口。
改变再燃烧区的燃料与空气之比是控制NOx排放量的关键因素。
在再燃烧系统中，分段供给的燃料和燃烧用空气在炉内形成三个不同的燃烧段，分别在贫燃料、富燃料和贫燃料状态下运行。
在一次或“主”燃烧段，主要燃料—煤粉在过量的空气中燃烧，由燃料中和燃烧用空气中的氮形成NOx。
二次燃料，又称为再燃燃料，通常是天然气或煤粉（油或任何其他的碳氢化合物燃料也都可以使用），在主燃烧段上方喷入，形成富燃料的“再燃”段。
从这一区段的再燃燃料中释放出来的烃基与主燃烧段中形成的NOx反应，NOx被还原成分子氮。
最后，在再燃段上方喷入剩余的燃烧用空气，形成贫燃料的“燃尽”区，从而完成了燃烧全过程。
通常再燃燃料的热量占总输入热量的10%-30%。
再燃技术可以减少高达70%的NOx。
图2显示了再燃过程中三个不同的燃烧段。
存在问题是为了减少不完全燃烧损失，需加空气对再燃区烟气进行三级燃烧，配风系统比较复杂。
2.3烟气再循环
该技术是把空气预热器前抽取的温度较低的烟气与燃烧用的空气混合，通过燃烧器送入炉内从而降低燃烧温度和氧的浓度，达到降低NOx生成量的目的。
存在的问题是由于受燃烧稳定性的限制，一般再循环烟气率为15%～20%，投资和运行费较大，占地面积大。
3.烟气脱硝处理主要方法
3.1炉膛喷射法
炉膛喷射法实质是向炉膛喷射还原性物质，可在一定温度条件下还原已生成的NOx，从而降低NOx的排放量。
包括喷水法、二次燃烧法（喷二次燃料即前述燃料分级燃烧）、喷氨法等。
因此影响SNCR系统性能设计和运行的主要因素是：
（1）反应温度范围；
（2）最佳温度区的滞留时间；
（3）喷入的反应剂与烟气混合程度；
（4）处理前烟气中NOx浓度；
（5）喷入的反应剂与NOx的摩尔比；
（6）氨的逃逸量。
3.2电子束法
此法是用高能电子束（0.8～1MeV）辐射含NOx和SO2的烟气，产生的自由基氧化生成硫酸和硝酸，再与NH3发生中和反应生成氨的硫酸及硝酸盐类，从而达到净化烟气的目的。
3.3液体吸收法
此法由于烟气中的NOx90%以上是NO，而NO难溶于水，因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法。
湿法脱硝的原理是用氧化剂将NO氧化成NO2，生成的NO2再用水或碱性溶液吸收，从而实现脱硝。
3.4吸附法
最主要的方法为活性炭方法。
在众多烟气处理技术中，液体吸收法的脱硝效率低，净化效果差；吸附法虽然脱硝效率高，但吸附量小，设备过于庞大，再生频繁。
4.小结
SCR工艺是目前大规模投入商业应用并能满足最严厉的环保排放要求的脱硝工艺，NOx 脱除率能够达到90%以上。
具有无副产物、不形成二次污染，装置结构简单，运行可靠，便于维护等优点，因而得到了广泛应用。
参考文献
[1]王方群，杜云贵，刘艺，王小敏.国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及建议[J].中国环保产业.2007：18-22.
[2]李建中，曹志勇.燃煤电厂烟气脱硝技术的研究[J].浙江电力.2008（6）：9-12.
[3]赵宗让.电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化[J].中国电力.2005，38（11）：69-74.
作者简介：
谢航（1982～），男，本科，助理工程师，张家口发电厂发电部机组长。