脱硝介绍资料重点
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★ 优点是投资低，运行费用低，但不能有效地移除积灰，只能防 止粉尘沉积。
电厂都配了SCR脱硝系统
世界各国已经将这种方法作为大型火电厂脱硝的重点应用技术。
4、SCR反应原理图：
间接化学反应及副作用
★ 当烟气温度超过规定值（430℃）时，易发生氨氧化反应，并增 加NO的浓度和减少有效NH3的量，而且催化剂易烧结失去活性。
★ 在催化剂活性物质钒的作用下，烟气中的SO2在高温和氧气作用 下一部分被氧化成SO3，称之为SO2/SO3转化率，该值一般被控制在 1.0～1.5%,其高低与烟温、催化剂特性、含氧量、SO2浓度有关。
烟气系统：
含进出口烟道、旁路 烟道、省煤器旁路烟 道、密封风机、烟气 混合器、挡板、膨胀 节。 含反应器，催化剂， 吹灰器。
旁路烟道：布置在SCR反应器入口与空预器入口之间。 因在美国，SCR在夏季臭氧季节运行，冬季关闭，中 间存在停运时间，但为了正常发电和延长催化剂使用 寿命，在有这种运行要求的电厂中专门设置了SCR旁 路。
不同年份火电厂NOX排放量比较：
火力发电厂排烟中的NOX浓度虽然低，但总量极大。越 来越引起密切关注。
年份 2000 2005 2010
火力发电量
1亿kw·h的 NOX排放总量
（亿kw·h） NOX排放量（吨） （万吨）
11700
306
358
17200
284
488
22700
262
595
GB13223-2011：火力发电厂锅炉及 燃气轮机组氮氧化物最高允许排放浓度
单位
实施时间
燃煤锅炉
燃油锅炉 燃气轮机组
Vdaf< 10% 10 %≤ Vdaf≤ 20% Vdaf> 20%
燃油 燃气
Mg/Nm3 2012年1月1
日 100
100
100 100 100 100
2、NOX 控制的主要方法：
燃烧过程中： 空气分级燃烧 、浓淡燃烧、 烟气再循环、低氮燃烧器等
燃烧过程后： SCR －－ 选择性催化还原法 SNCR －－ 选择性非催化还原法 湿法脱硝 电子束法脱硝
各种降低NOX方法的比较：
净化类型 燃烧过程中
干法
燃
烧
过 程 后
湿法脱 硝
电子束 法
净化方法
优势
劣势
调节燃烧 SCR SNCR
较经济，无安装空间要求， 无二次污染
脱硝率高，氨逃逸量小
与SCR相比，比较经济，空 间需求小
不能彻底解决问题
造价高，要求较大的安装 空间，老化的催化剂需要 废弃处理
脱硝率低，逃逸的氨量大， 控制困难
1、烟气脱硝研究背景：
➢ NOx的来源： 电厂的燃料燃烧 ➢ NOx的组成： 95%NO，5%NO2 ➢ NOx的危害： 损害人体健康、可致命、酸
雨、光化学烟 雾、臭氧空洞
➢ NOx的排放量：480－1900mg/Nm3 ➢ 我国对火电厂NOx的控制：<火电厂大气污染物排放标准>
GB13223-2011
★ 由于运行SCR时，烟气中SO3浓度升高，在低温（≤320℃）条件 下，易生成硫酸氨和硫酸氢氨，将会在催化剂和下游设备上沉积腐蚀；
5、SCR脱硝工艺特点：
SCR装置布置在锅炉省煤器后，对锅炉性能影响小； 脱硝去除率高，可达90%以上； 脱硝装置性能可靠、稳定，设备可用率达98%； 催化剂寿命长，使用时间可长达24000小时； NH3逃逸率低,小于3ppm； SO2/SO3转化率低，可达0.5～1%； 无其他副产品,无二次污染。
3、SCR脱硝技术的发展史：
1950年，美国人首先提出SCR概念 1959年，美国Eegelhard公司，申请了SCR技术的发明专利 1972年，日本正式开始研究和开发 1983年，日本竹原电厂3号机组700MW，SCR运行成功，脱硝率80% 1984年，德国引进SCR技术，建立第一个SCR脱硝燃煤电厂 1993年，美国第一套燃煤SCR装置，在新泽西州的285MW电厂建成 日本配备SCR脱硝装置超过300套，占总装机容量的93% 德国装有SCR装置电厂的总装机容量，已超过60000MW，50MW以上
先把NO氧化成NO2再吸收，吸收效率高。用水量大。材 用各种溶 料防腐，副产品处理难，电耗大，很少应用。仍处于试 液吸收 验阶段
利用气体放电产生具有高度活性的粒子，将NOx氧化成 容易处理的硝酸。便捷，设备简单，占用空间小，是研 究的主流。
各种控制方法的效率：
低NOX技术 空气分级燃烧OFA 低氮燃烧器（旋流）
SCR布置比较：
高含尘布置
是催化剂活性最佳的温度区间。 尘对催化剂的冲刷和活性降低影响大，催化剂工作寿命一般为2～ 3年 。 SO2对脱硝有影响。
低含尘布置
提高催化百度文库的工作寿命，可达到3～5年。 需要外界提供大量的加热能量，系统复杂，增加了能耗和运行成本。
火电厂SCR系统典型流程图
7、SCR系统----烟气系统：
烟气再循环 燃料分级燃烧
SNCR SCR
降低NOX排放的效率
20%~40% 30~50% 最多20% 最多50% 30~45% 90%以上
备注：1、除了SCR外，其余各种方法对不同形式锅炉降低NOx的排放效果差别较大 2、除了SCR外，其余各种方法对锅炉的性能都有影响
SCR工艺成为目前世界上先进的电站烟气脱硝技术，在全球烟 气脱硝领域市场占有率高达98%。
6、SCR工艺系统组成和布置：
系统组成：
烟气系统 脱硝反应塔 催化剂 吹灰系统 烟道系统 混合器 氨喷射系统
氨制备系统 氨存储制备系统 氨/空气混合系统
典型布置： 反应区： 煤粉炉 高尘布置、低尘布置 燃气轮机
氨存储制备区
常规燃煤电厂SCR系统：高含尘布置
常规燃煤电厂SCR系统：低含尘布置
脱硝反应器：
催化剂的安装及更换：
催化剂使用管理曲线：
催化剂吹灰系统：
★目前国外SCR中催化反应塔 清灰方式主要分为蒸汽吹灰和声波吹灰。
★ 蒸汽吹灰： 清灰彻底，能有效清除积灰。
但消耗蒸汽量大，机械维护量大 ，运行费用高，操作不当，可能
造成烟气过湿，造成粘灰和腐蚀。
★ 声波吹灰器：是通过声波发生器将压缩空气调制成高强声波， 声波在塔内空间里传播，引起催化剂表面积灰粒子循环往复的振动， 对灰粒之间及管壁之间的结合力起到减弱和破坏的作用，同时在灰粒 本身重量或烟气冲刷力作用下，不能连续沉积，同时部分被烟气带走。
电厂都配了SCR脱硝系统
世界各国已经将这种方法作为大型火电厂脱硝的重点应用技术。
4、SCR反应原理图：
间接化学反应及副作用
★ 当烟气温度超过规定值（430℃）时，易发生氨氧化反应，并增 加NO的浓度和减少有效NH3的量，而且催化剂易烧结失去活性。
★ 在催化剂活性物质钒的作用下，烟气中的SO2在高温和氧气作用 下一部分被氧化成SO3，称之为SO2/SO3转化率，该值一般被控制在 1.0～1.5%,其高低与烟温、催化剂特性、含氧量、SO2浓度有关。
烟气系统：
含进出口烟道、旁路 烟道、省煤器旁路烟 道、密封风机、烟气 混合器、挡板、膨胀 节。 含反应器，催化剂， 吹灰器。
旁路烟道：布置在SCR反应器入口与空预器入口之间。 因在美国，SCR在夏季臭氧季节运行，冬季关闭，中 间存在停运时间，但为了正常发电和延长催化剂使用 寿命，在有这种运行要求的电厂中专门设置了SCR旁 路。
不同年份火电厂NOX排放量比较：
火力发电厂排烟中的NOX浓度虽然低，但总量极大。越 来越引起密切关注。
年份 2000 2005 2010
火力发电量
1亿kw·h的 NOX排放总量
（亿kw·h） NOX排放量（吨） （万吨）
11700
306
358
17200
284
488
22700
262
595
GB13223-2011：火力发电厂锅炉及 燃气轮机组氮氧化物最高允许排放浓度
单位
实施时间
燃煤锅炉
燃油锅炉 燃气轮机组
Vdaf< 10% 10 %≤ Vdaf≤ 20% Vdaf> 20%
燃油 燃气
Mg/Nm3 2012年1月1
日 100
100
100 100 100 100
2、NOX 控制的主要方法：
燃烧过程中： 空气分级燃烧 、浓淡燃烧、 烟气再循环、低氮燃烧器等
燃烧过程后： SCR －－ 选择性催化还原法 SNCR －－ 选择性非催化还原法 湿法脱硝 电子束法脱硝
各种降低NOX方法的比较：
净化类型 燃烧过程中
干法
燃
烧
过 程 后
湿法脱 硝
电子束 法
净化方法
优势
劣势
调节燃烧 SCR SNCR
较经济，无安装空间要求， 无二次污染
脱硝率高，氨逃逸量小
与SCR相比，比较经济，空 间需求小
不能彻底解决问题
造价高，要求较大的安装 空间，老化的催化剂需要 废弃处理
脱硝率低，逃逸的氨量大， 控制困难
1、烟气脱硝研究背景：
➢ NOx的来源： 电厂的燃料燃烧 ➢ NOx的组成： 95%NO，5%NO2 ➢ NOx的危害： 损害人体健康、可致命、酸
雨、光化学烟 雾、臭氧空洞
➢ NOx的排放量：480－1900mg/Nm3 ➢ 我国对火电厂NOx的控制：<火电厂大气污染物排放标准>
GB13223-2011
★ 由于运行SCR时，烟气中SO3浓度升高，在低温（≤320℃）条件 下，易生成硫酸氨和硫酸氢氨，将会在催化剂和下游设备上沉积腐蚀；
5、SCR脱硝工艺特点：
SCR装置布置在锅炉省煤器后，对锅炉性能影响小； 脱硝去除率高，可达90%以上； 脱硝装置性能可靠、稳定，设备可用率达98%； 催化剂寿命长，使用时间可长达24000小时； NH3逃逸率低,小于3ppm； SO2/SO3转化率低，可达0.5～1%； 无其他副产品,无二次污染。
3、SCR脱硝技术的发展史：
1950年，美国人首先提出SCR概念 1959年，美国Eegelhard公司，申请了SCR技术的发明专利 1972年，日本正式开始研究和开发 1983年，日本竹原电厂3号机组700MW，SCR运行成功，脱硝率80% 1984年，德国引进SCR技术，建立第一个SCR脱硝燃煤电厂 1993年，美国第一套燃煤SCR装置，在新泽西州的285MW电厂建成 日本配备SCR脱硝装置超过300套，占总装机容量的93% 德国装有SCR装置电厂的总装机容量，已超过60000MW，50MW以上
先把NO氧化成NO2再吸收，吸收效率高。用水量大。材 用各种溶 料防腐，副产品处理难，电耗大，很少应用。仍处于试 液吸收 验阶段
利用气体放电产生具有高度活性的粒子，将NOx氧化成 容易处理的硝酸。便捷，设备简单，占用空间小，是研 究的主流。
各种控制方法的效率：
低NOX技术 空气分级燃烧OFA 低氮燃烧器（旋流）
SCR布置比较：
高含尘布置
是催化剂活性最佳的温度区间。 尘对催化剂的冲刷和活性降低影响大，催化剂工作寿命一般为2～ 3年 。 SO2对脱硝有影响。
低含尘布置
提高催化百度文库的工作寿命，可达到3～5年。 需要外界提供大量的加热能量，系统复杂，增加了能耗和运行成本。
火电厂SCR系统典型流程图
7、SCR系统----烟气系统：
烟气再循环 燃料分级燃烧
SNCR SCR
降低NOX排放的效率
20%~40% 30~50% 最多20% 最多50% 30~45% 90%以上
备注：1、除了SCR外，其余各种方法对不同形式锅炉降低NOx的排放效果差别较大 2、除了SCR外，其余各种方法对锅炉的性能都有影响
SCR工艺成为目前世界上先进的电站烟气脱硝技术，在全球烟 气脱硝领域市场占有率高达98%。
6、SCR工艺系统组成和布置：
系统组成：
烟气系统 脱硝反应塔 催化剂 吹灰系统 烟道系统 混合器 氨喷射系统
氨制备系统 氨存储制备系统 氨/空气混合系统
典型布置： 反应区： 煤粉炉 高尘布置、低尘布置 燃气轮机
氨存储制备区
常规燃煤电厂SCR系统：高含尘布置
常规燃煤电厂SCR系统：低含尘布置
脱硝反应器：
催化剂的安装及更换：
催化剂使用管理曲线：
催化剂吹灰系统：
★目前国外SCR中催化反应塔 清灰方式主要分为蒸汽吹灰和声波吹灰。
★ 蒸汽吹灰： 清灰彻底，能有效清除积灰。
但消耗蒸汽量大，机械维护量大 ，运行费用高，操作不当，可能
造成烟气过湿，造成粘灰和腐蚀。
★ 声波吹灰器：是通过声波发生器将压缩空气调制成高强声波， 声波在塔内空间里传播，引起催化剂表面积灰粒子循环往复的振动， 对灰粒之间及管壁之间的结合力起到减弱和破坏的作用，同时在灰粒 本身重量或烟气冲刷力作用下，不能连续沉积，同时部分被烟气带走。