SCR、SNCR法烟气脱硝技术对比分析

SCR、SNCR法烟气脱硝技术对比分析
本文简要介绍了目前我国对于火电机组氮氧化物排放控制要求，燃煤机组烟气脱硝技术背景及两种烟气脱硝主流技术SCR（选择性催化还原法）、SNCR（选择性非催化还原法）脱硝技术的技术原理、性能特点和工艺流程。

分别对以液氨、尿素为原料的SCR、SNCR、SCR+SNCR脱硝技术方案工艺参数、工程投资、运行成本等进行对比分析。

对不同工况、场合烟气脱硝技术方案选择提供参考。

标签：SCR；SNCR；烟气脱硝
1 概述
随着我国经济的发展，在能源消费中带来的环境污染也越来越严重。

其中，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人类生存的四大杀手。

燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。

在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。

为了应对日趋严重的大气环境污染。

新的环保标准出台，《火电厂大气污染物排放标准》GB 13223-2011 2012年1月1日开始实施，环保标准超越欧美现行标准。

从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物排放量限值为100毫克/立方米；从2014年1月1日开始，所有火电投运机组氮氧化物排放限值为100毫克/立方米，2003年12 月31日以前投产或通过建设项目环境影响报告书审批的燃煤锅炉的排放限值为200毫克/立方米。

我国烟气脱硝项目起步较晚，目前国内运行的烟气脱硝项目所采用的工艺也是引进欧、美、日等发达国家和地区烟气脱硝技术，目前发展迅速。

2 烟气脱硝技术简介
火电厂烟气脱硝装置用于脱除烟气中氮氧化物（NOx），目前国内主流的烟气后处理脱硝路线主要包括SCR（选择性催化还原法）和SNCR （选择性非催化还原法）。

该类技术通过将氨（NH3）或其衍生物（如尿素等）作为还原剂喷入烟气中，使还原剂与烟气中的NOx发生还原反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O），从而达到脱除氮氧化物的目的。

2.1 选择性催化还原法（SCR）
在催化剂作用下，还原剂NH3 在相对较低的温度下将NO 和NO2 还原成N2，而几乎不发生NH3 的氧化反应，从而提高了N2 的选择性，减少了NH3 的消耗。

该工艺于20 世纪70 年代末首先在日本开发成功，80 年代和90 年代以后，欧洲和美国相继投入工业应用，现已在世界范围内成为大型工业锅炉烟气脱硝的主流工艺。

主要反应：
4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O
2NO2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O
6N O2 + 8 NH3 → 7 N2 + 12 H2O
反应温度230～450 ℃，一般应用温度：320～400 ℃
脱硝效率在70～95%之间。

2.1.1 技术特点
在NH3/NOx 的摩尔比为1 时，NOx 的脱除率可达90%以上，NH3 的逃逸量控制在5 mg/L 以下。

为避免烟气再加热消耗能量，一般将SCR 反应器置于省煤器后、空氣预热器之前，即高飞灰布置。

氨气在加入空气预热器前的水平管道上加入，与烟气混合。

SCR 系统由氨供应系统、氨气/空气喷射系统、催化反应系统以及控制系统等组成，催化反应系统是SCR 工艺的核心，设有NH3 的喷嘴和粉煤灰的吹扫装置，烟气顺着烟道进入装载了催化剂的SCR 反应器，在催化剂的表面发生NH3 催化还原成NOx。

但此方法存在的缺点是：需要设置催化剂反映塔、催化剂费用高、烟气中导致催化剂失效的因素较多，燃煤时催化剂的使用寿命仅约为四年，而且失效的催化剂是危险固废。

2.1.2 还原剂选用
SCR法还原剂来源为液氨和尿素。

国内大型电厂大多选用液氨气化后作为还原剂，原料易得，投资相对尿素较低，技术相对简单成熟可靠，运行费用低。

缺点是液氨属于高度危害化学品，在运输和使用过程中有一定安全风险，在人口稠密地区面临较大安全压力。

以尿素为原料制备氨气设备投资较大，尿素成本较液氨成本高一倍以上。

但是以尿素为还原剂原料相对安全，可以在人口稠密区域电厂实施。

2.2 选择性非催化还原法（SNCR）
其原理是在炉内喷射氨或尿素等化学还原剂使之与氮氧化物在烟气中反应，将其转化成气态分子氮（N2）及水（H2O），尿素亦有少量的二氧化碳（CO2）全工艺无使用或生成固体。

SNCR技术与NOx有效反应温度范围已可达850℃～1250℃之间。

NH3或尿素还原NOx的主要反应为：
NH3为还原剂
4 NH3 + 4NO +O2 → 4N2 + 6H2O
尿素为还原剂
NO+CO（NH2）2 +1/2O2 → 2N2 + CO2 + H2O
2.2.1 选择性非催化还原法（SNCR）特点
SNCR 和SCR 最大的不同在于脱硝过程中不使用催化剂，成本大幅降低。

且不导致SO2 /SO3氧化，故造成空预器堵塞的机会非常小。

整个过程没有压力损失，因此不需提高引风机压头，特别是改造机组不需对引风机进行改造，既节省了投资又缩短了建设工期。

SNCR 所需设备占地面积小，且相对于SCR设备简单，施工量减少，缩短了工程实施时间，对于改造机组而言，在场地限制较大的情况下更便于工程实施。

SNCR 工艺整个还原过程在锅炉内部进行，不需要另外设立反应器。

还原剂通过安装在锅炉墙壁上的喷嘴喷入烟气中。

喷嘴布置在燃烧室和省煤器之间的过热器区域，锅炉的热量为反应提供了能量，使NOX在这里被还原。

反应器、反应器支撑钢结构及其附属烟道的取消，降低了较大一部分投资，减少了大部分安装工作，而且更便于日后的检修、维护工作。

SNCR脱硝效率对大型燃煤机组通常在25-40%之间。

对反应窗有利非大型电站机组SNCR工艺效率可达80%。

2.2.2 影响SNCR脱硝性能的因素
2.2.2.1 温度
喷入点必须保证使还原剂进入炉膛内适宜反应的温度区间（900～1100℃）。

温度高，还原剂被氧化成NOx，烟气中的NOx含量不减少反而增加；温度低，反应不充分，造成还原剂逃逸，对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染。

2.2.2.2 合适的温度范围内可以停留的时间
因为任何反应都需要时间，所以还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的停留时间，这样才能保证烟气中的NOx还原率。

停留时间从100ms增加到500ms，NOX最大还原率可达到93%左右。

2.2.2.3 适当的NH3/NOX摩尔比
NH3/NOX摩尔比对NOX还原率的影响也很大。

根据化学反应方程，NH3/NOX摩尔比应该为1，但实际上都要比l大才能达到较理想的NOX还原率，
已有的运行经验显示，NH3/NOX摩尔比一般控制在1.0～2.0之间，最大不要超过2.5。

NH3/NOX摩尔比过大，虽然有利于NOX还原率增大，但氨逃逸加大又会造成新的问题，同时还增加了运行费用。

当NH3/NOX摩尔比小于2，随NH3/NOX摩尔比增加，NOX晚还原率显著增加，但NH3/NOX。

摩尔比大于2后，增加就很少。

而且NH3/NOX摩尔比增加，NOX还原率增加，但氨逃逸率也增加了。

2.2.2.4 还原剂和烟气的混合程度
两者的充分混合是保證充分反应的又一个技术关键，是保证在适当的NH3/NOX摩尔比下得到较高的NOx还原率的基本条件之一。

只有在以上四方面的要求都满足的条件下，NOx脱除才会有令人满意的效果。

大型电站锅炉由于炉膛尺寸大、锅炉负荷变化范围大，从而增加了对这四个因素控制的难度。

国外的实际运行结果表明，应用于大型电站锅炉的SNCR的NOx还原率只有25%～40%。

一般来说，随着锅炉容量的增大，SNCR的NOx还原率呈下降的趋势。

2.2.3 加装SNCR系统对锅炉和辅机系统的影响
2.2.
3.1 对CO排放和燃烧排放影响
燃煤电站SNCR系统运行中，如果运行控制不适当，低温尿素溶液可能造成燃烧中断，造成CO排放升高和飞灰、未燃烧炭提高。

2.2.
3.2 锅炉局部水冷壁腐蚀
根据尿素行业的经验，尿素溶液在一定条件下具有较强的腐蚀性。

SNCR喷嘴周围的炉灰、烟气、空气以及水蒸汽、渗漏的水滴等与尿素作用，产生了一系列化学反应。

可能引起还原剂喷嘴附近水冷壁的腐蚀。

2.2.
3.3 冷灰斗积渣
随着SNCR系统的运行，还原剂溶剂水进入炉膛，增大了烟气中的水含量，使得SO2与烟气中的氧化钙反应更有利，使冷灰斗中硫酸钙比列增加，造成积渣结垢堵塞。

2.2.
3.4 氨逃逸
在SNCR运行过程中，为了保证脱硝效率，实际注入的还原剂量稍大于理论计算量，造成氨逃逸率升高。

2.2.
3.5 锅炉热效率的影响
由于还原剂及载体的喷入，使得锅炉尾部排烟体积流量增加，对锅炉效率产生一定的影响，国家规范中要求SNCR脱硝系统对锅炉效率的影响应小于0.5%，
但是这对于大型机组来说，这个效率损失很大，所以应在投资和节能之间做最优的选择。

3 SNCR/SCR联合脱硝
SNCR/SCR联合脱硝在烟气系统前段采用SNCR法初步脱硝，后段采用SCR 深度脱硝。

SNCR/SCR混合方案工艺只需要少量的催化剂。

逃逸的氨会随烟气流向下游的SCR系统，使其利用率反应率更为完全。

此外，可以大幅减少其所需要的SCR反应容积，进而降低SCR系统的装置成本和空间。

相关文献统计显示，以2×300MW机组脱硝工程为例，同样的脱硝效率，SNCR/SCR联合脱硝投资较SCR法低20～30%，运行费用低15%～20%。

4 结论
SCR和混合法具有较高脱硝效率>80%，投资也较大，SNCR脱硝效率在小型锅炉上效率较高，在大型机组上脱硝效率较低，投资较小，适合于小型锅炉、改造项目及对排放要求相对较低的行业及地域。

SNCR/SCR混合法是一个综合的方案，它的最大优点在于可以根据排放要求，分期实施，并比SCR便宜，产能问题大幅减少。

脱硝装置的成本主要在装置的成本，运行成本主要在于还原剂和催化剂的消耗和电耗。

可根据项目实际情况和要求选择最适合的方案。

参考文献：
[1]HJ562-2010.火电厂烟气脱工程技术规范选择性催化还原法[S].环境保护部，2012.
[2]段传和，夏怀祥.选择性非催化还原法（SNCR）烟气脱硝[M].北京：中国电力出版社，2012.
[3]夏怀祥，段传和.燃煤电站SCR烟气脱硝工程技术[M].北京：中国电力出版社，2012.
[4]孙克勤，钟秦.火电厂烟气脱硝技术及工程应用[M].北京：化学工业出版社，2007.
[5]杨广贤.最新火电厂烟气脱硫脱硝技术标准应用手册[M].北京：中国环境科学技术出版社，2007.
伏会方（1983- ），男，汉族，云南省曲靖市人，大学本科，工程师，研究方向：从事化工工艺设计。