火电厂脱硝技术综述

王文选、肖志均、夏怀祥

（大唐环境科技工程有限公司，北京，100089）

氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的氮氧化物NO x有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中NO和NO2是重要的大气污染物。我国氮氧化物的排放量中70％来自于煤炭的直接燃烧，电力工业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOx排放的主要来源之一。

研究表明，氮氧化物的生成途径有三种：（1）热力型NOx，指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx；（2）燃料型NOx，指燃料中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生成NOx；（3）快速型NOx，指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成NOx。在这三种形式中，快速型NOx所占比例不到5％；在温度低于1300℃时，几乎没有热力型NOx。对常规燃煤锅炉而言，NOx主要通过燃料型生成途径而产生。控制NOx排放的技术指标可分为一次措施和二次措施两类，一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量；二次措施是将已经生成的NOx 通过技术手段从烟气中脱除。

1. 脱硝技术介绍

降低NOx排放主要有两种措施。一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低NOx燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。

1.1 低NOx燃烧技术

为了控制燃烧过程中NOx的生成量所采取的措施原则为：（1）降低过量空气系数和氧气浓度，使煤粉在缺氧条件下燃烧；（2）降低燃烧温度，防止产生局部高温区；（3）缩短烟气在高温区的停留时间等。低NOx燃烧技术主要包括如下方法。

1.1.1 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a<1，燃烧区处于“贫氧燃烧”状态时，对于抑制在该区中NOx的生成量有明显效果。根据这一原理，把供给燃烧区的空气量减少到全部燃烧所需用空气量的70％左右，从而即降低了燃烧区的氧浓度也降低了燃烧区的温度水平。因此，第一级燃烧区的主要作用就是抑制NOx的生成并将燃烧过程推迟。燃烧所需的其余空气则通过燃烧器上面的燃尽风喷口送入炉膛与第一级所产生的烟气混合，完成整个燃烧过程。

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。

1.1.2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。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。

1.1.3 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。

1.1.4 低NOx燃烧器

通过特殊设计的燃烧器结构（LNB）及改变通过燃烧器的风煤比例，以达到在燃烧器着火区空气分级、燃烧分级或烟气再循环法的效果。在保证煤粉着火燃烧的同时，有效抑制NOx的生成。如燃烧器出口燃料分股：浓淡煤粉燃烧。在煤粉管道上的煤粉浓缩器使一次风分成水平方向上的浓淡两股气流，其中一股为煤粉浓度相对高的煤粉气流，含大部分煤粉；另一股为煤粉浓度相对较低的煤粉气流，以空气为主。我国低NOx 燃烧技术起步较早，国内新建的300MW及以上火电机组已普遍采用LNBs技术。对现有100～300MW机组也开始进行LNB技术改造。采用LNB技术，只需用低NOx燃烧器替换原来的燃烧器，燃烧系统和炉膛结构不需作任何更改。

表1所示为脱硝技术的一般比较，从表中可看出，低氮燃烧技术的脱硝效率仅有25～40％，单靠这种技术已无法满足日益严格的环保法规标准。对我国脱硝而言，烟气脱硝技术将势在必行。

表1、脱硝技术一般比较

所采用的技术脱硝效率% 工程造价运行费用

低氮燃烧技术25-40 较低低

SNCR技术25-40 低中等

LNB + SNCR技术40-70 中等中等

SCR技术80-90 高中等

SNCR/SCR 混合技术40-80 中等中等

1.2 烟气脱硝技术

1.2.1 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。

喷氨法亦称选择性非催化还原法（SNCR），是在无催化剂存在条件下向炉内喷入还原剂氨或尿素，将NOx还原为N2和H2O。还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道（900℃～1000℃），在NH3/NO x摩尔比2～3情况下，脱硝效率30％～50％。在950℃左右温度范围内，反应式为：

4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O

当温度过高时，会发生如下的副反应，又会生成NO：

4NH3+5O2→4NO+6H2O

当温度过低时，又会减慢反应速度，所以温度的控制是至关重要的。该工艺不需催化剂，但脱硝效率低，高温喷射对锅炉受热面安全有一定影响。存在的问题是由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOx浓度的不规则性，使该工艺应用时变得较复杂。在同等脱硝率的情况下，该工艺的NH3耗量要高于SCR工艺，从而使NH3的逃逸量增加。

1.2.2 烟气处理法

烟气脱硝技术有气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法、微生物法等几类。

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，应用也不广泛；液膜法和微生物法是两个新型技术，还有待发展；脉冲电晕法可以同时脱硫脱硝，但如何实现高压脉冲电源的大功率、窄脉冲、长寿命等问题还需要解决；电子束法技术能耗高，并且有待实际工程应用检验；SNCR法氨的逃逸率高，影响锅炉运行的稳定性和安全性等问题；目前脱硝效率高，最为成熟的技术是SCR技术。表2所示为烟气脱硝技术比较。

表2、烟气脱硝技术比较

方法原理技术特点

催化分解法在催化剂作用下，使NO直接

分解为N2和O2。主要的催化

剂有过渡金属氧化物、贵金属

催化剂和离子交换分子筛等。不需耗费氨，无二次污染。催化活性易被抑制，二氧化硫存在时催化剂中毒问题严重，还未工业化。

选择性非催化还原法用氨或尿素类物质使NOx还

原为N2和H2O。

效率较高，操作费用较低，技

术已工业化。温度控制较难，

氨气泄漏可能造成二次污染。

选择性催化还原法在特定催化剂作用下，用氨或

其它还原剂选择性地将NOx

还原为N2和H2O。脱除率高，被认为是最好的烟气脱硝技术。投资和操作费用大，也存在NH3的泄漏。

固体吸附法吸附对于小规模排放源可行，具有

耗资少，设备简单，易于再生。

但受到吸附容量的限制，不能

用于大排放源。

电子束法用电子束照射烟气，生成强氧

化性OH基、O原子和NO2，

这些强氧化基团氧化烟气中

的二氧化硫和氮氧化物，生成

硫酸和硝酸，加入氨气，则生

成硫硝铵复合盐。技术能耗高，并且有待实际工程应用检验。

湿法脱硝先用氧化剂将难溶的NO氧

化为易于被吸收的NO2，再用

液体吸收剂吸收。脱除率较高，但要消耗大量的氧化剂和吸收剂，吸收产物造成二次污染。

2. SCR法技术特点

在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术。1975年在日本Shimoneski电厂建立了第一个SCR系统的示范工程，其后SCR 技术在日本得到了广泛应用。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%。日本大约有170套装置，接近100GW容量的电厂安装了这种

设备。美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术。SCR方法已成为目前国内外电站脱硝比较成熟的主流技术。

2.1 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”。主要反应如下：

4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O

4NH3+2NO2＋O2→6N2+6H2O

SCR系统包括催化剂反应室、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。SCR 工艺的核心装置是脱硝反应器，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。

(a) 垂直气流 (b) 水平气流

图1、反应器布置方式

按照催化剂反应器在烟气除尘器之前或之后安装，可分为“高飞灰”或“低飞灰”脱硝，如图2所示。采用高尘布置时，SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间。优点是烟气温度高，满足了催化剂反应要求。缺点是烟气中飞灰含量高，对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求更高。对于低尘布置，SCR布置在烟气脱硫系统和烟囱之间。烟气中的飞灰含量大幅降低，但为了满足温度要求，需要安装烟气加热系统，系统复杂，运行费用增加，故一般选择高尘布置方式。

(a) 高尘布置 (b) 低尘布置

图2、SCR布置方式

2.2 主要影响因素

在 SCR 系统设计中，最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、SO3浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃逸等。烟气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，因此烟气温度直接影响反应的进程；而烟气流速直接影响 NH3与 NOx的混合程度，需要设计合理的流速以保证 NH3与 NOx充分混合使反应充分进行；同时反应需要氧气的参与，当氧浓度增加催化剂性能提高直到达到渐近值，但氧浓度不能过高，一般控制在 2%～3％；氨逃逸是影响 SCR 系统运行的另一个重要参数，实际生产中通常

是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值；另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降，催化剂钝化失效也不利于 SCR系统的正常运行，必须加以有效控制。

2.3 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。

表3、不同催化剂性能比较

性能参数蜂窝式板式波纹状蜂窝

式

基材整体挤

不锈钢金属板玻璃纤维板

压

催化剂活性中低高

氧化率高高低

压力损失高中低

抗腐蚀性一般高一般

低低高

抗中毒性

（As）

堵塞可能性中低中

模块重量中重轻

耐热性中中中

2.4 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器中加热成氨气，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。表4为不同还原剂的性能比较。

表4、不同还原剂比较

项目液氨氨水尿素反应剂费用便宜较贵最贵

运输费用便宜贵便宜

安全性有毒有害无害

存储条件高压常压常压，干态

储存方式液态液态微粒状

初投资费用便宜贵贵

运行费用便宜贵

需要高热量蒸发蒸馏水和氨贵

需要高热量水解尿素和蒸发氨

设备安全要求有法律规定需要基本上不需要

2.5 选型性还原脱硝技术

选择性还原脱硝技术包括选择性非催化还原（SNCR）法、选择性催化还原（SCR）法和SNCR/ SCR混合法。在这些方法中SNCR的主要优点是投资及运行费用低，缺点是对温度依赖性强，脱硝率只有30%~50%，氨的逃逸量大。实际工程中应用最多的是SCR法。SNCR/ SCR混合法是种有前景的烟气脱硝技术，但牵涉的系统更多，对技术的要求更高。

表5、选型性还原脱硝技术比较

内容SCR SNCR SNCR/SCR混合型

还原剂NH3或尿素尿素或NH3 尿素或NH3

反应温度320~400℃850~1250℃前段:850~1250℃，后段:

320~400℃

催化剂成份主要为TiO2,V2O5,

WO3不使用催化剂后段加装少量催化剂(成

份同前)

脱硝效率70%~90% 大型机组25%~40%，

小型机组配合LNB、

OFA技术可达80%

40%~90%

反应剂喷射位置多选择于省煤器与

SCR反应器间烟道内

通常炉膛内喷射综合SCR和SNCR SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化不导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低NH3逃逸<3ppm 5~10ppm <3ppm

对空气预热器影响催化剂中的V、Mn、Fe

等多种金属会对SO2的氧

化起催化作用，SO2/SO3

氧化率较高，而NH3与

SO3易形成NH4HSO4造

成堵塞或腐蚀

不会因催化剂导致

SO2/SO3的氧化，造成

堵塞或腐蚀的机会为

三者最低

SO2/SO3氧化率较SCR

低，造成堵塞或腐蚀的机

会较SCR低

系统压力损失催化剂会造成较大的压

力损失没有压力损失催化剂用量较SCR小，产

生的压力损失相对较低

燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱

金属氧化物会使催化剂

钝化

无影响影响与SCR相同

锅炉的影响受省煤器出口烟气温度

的影响受炉膛内烟气流速、

温度分布及NOx分布

的影响

受炉膛内烟气流速、温度

分布及NOx分布的影响

占地空间大（需增加大型催化剂反

应器和供氨或尿素系统）小(锅炉无需增加催

化剂反应器)

较小(需增加一小型催化

剂反应器.)

3. 大唐环境的烟气脱硝工作

3.1 大唐环境技术定位

作为大唐集团公司的专业公司，大唐环境从组建伊始，就把烟气脱硫脱硝定为企业核心业务，高度重视脱硫脱硝市场的开拓及技术引进研发。特别对脱硝市场给予了高度重视，力争在该领域成为领跑企业，实现大唐环境可持续发展的目标。

大唐环境从2004年12月就组建了脱硝技术引进论证工作机构，加快了公司技术引进步伐，先后同多家世界最知名的脱硝技术企业进行了脱硝技术谈判。为了稳妥推进脱硝工作，不走弯路或少走弯路，大唐环境一直十分重视专业技术人员和项目单位对脱硝技术的意见和建议，多次组织由国内知名学者和专业人士参加的脱硝技术引进评审会和脱硝技术定位会。在反复的技术论证和方案比较中，大唐环境确定了以下的技术定位原则：

（1）　立足于SCR烟气脱硝技术。作为目前最成熟、效率最高的脱硝技术，应尽快技术引进、消化吸收；

（2）　在全面掌握SCR技术的基础上，以SNCR技术作为技术突破口和再增长点，使

SNCR/SCR法或SCR与其他低NOx燃烧技术混合法作为下阶段的技术发展方向。

最佳脱硝技术的选择取决于现有的燃烧系统（常规的或低NOx）、燃料、炉膛结构、锅炉布置、实际和目标NOx水平和其他因素；

（3）　研究并开发适合我国国情的催化剂。针对我国高灰、高重金属的煤燃料，开发出自主知识产权的催化剂和低温运行的催化剂。据悉，国内一些研究机构一直致力于催化剂的研究，利用我国蕴量丰富的稀土资源来生产SCR催化剂，提高了SCR 催化剂的活性，降低了生产成本。我们可以组合国内资源，利用已有的研究成果，尽快把它商业化和产业化；

（4）　烟气脱硝的流场分析和理论研究。SCR法关键是催化剂的选择和烟气流场优化；

SNCR法关键是炉膛内温度场的研究。可利用CFD数学模拟和实体物理模型来系统研究温度场和流场；

（5）　建立示范工程进行现场研究。采用与国外技术方和国内其他相关部门联合先在商业锅炉上进行脱硝示范点建设，在装置运行过程中，进行性能试验和数据收集。

3.2 山西阳城脱硝项目

经过大唐环境卓有成效的工作，针对山西阳城项目，采用项目合作的方式，与丹麦托普索公司签订了技术合作协议。通过中外双方共同努力，对技术方案精益求精，大唐环境最终赢得了山西阳城600MW机组SCR脱硝总承包合同。阳城脱硝项目的性能保证值如表6所示。

表6，性能保证值

项目数据

脱硝效率，%　≥80

氨气逃逸率,(干基，6％O2）≤3

SO2氧化率，% ≤1

压力降，Pa 800（不含附加层）

催化剂化学寿命小时>24000

对于阳城SCR烟气脱硝工程，大唐环境选用的催化剂是丹麦托普索（Topsoe）公司的波纹状催化剂；还原剂为纯液氨方式；反应器布置为高尘垂直布置；不设置省煤器旁路，设置烟气旁路系统。

大唐环境会以阳城脱硝示范工程项目建设为契机，在高质量完成工程项目的同时，以上述的技术定位原则为指导，加大、加快脱硝技术的研发力度和进度，力争成为我国脱硝领域的一支生力军和先锋队。