大气污染控制新技术

工业窑炉、火电厂SCR法脱硝

王颖

（大连交通大学，环境科学与工程，20142129）

摘要：论述了燃料燃烧过程中NOX的形成机理,燃烧过程中NOX控制技术和主要的烟气脱硝技术。对于SCR法烟气脱硝技术,从设备布置方式、工艺流程、主要系统和催化剂类型等方面进行了详细介绍。最后详细讨论了SCR法烟气脱硝技术在燃煤电厂工程应用中的注意问题。

关键词：NOx控制技术;脱硝技术;SCR法烟气脱硝;催化剂

0引言

煤作为我国主要的一次能源,在电站锅炉、工业锅炉、各种相关工业领域的动力设备以及居民生活等的能源消耗中占有很大的比例。特别是近年来随着我国经济的发展,对电的需求大幅度地增加,极大地增加了煤的消耗。由于大量煤在燃烧过程中释放出SO2、NO X等污染物而带来严重的酸雨和其他环境污染问题。根据国家环保局统计和有关研究估算[1],1990年我国NO X的排放量约为910万吨,1995年的排放量约为1000万吨,2000年的排放量约为1500万吨,2004年的排放量约为1600万吨,到2010年我国NOX排放将达到2194万吨。由此可见,今后我国NOX排放量将十分巨大,如果不加以控制,NOx将对我国大气环境造成严重的污染。

我国从上世纪70年代开始就进行酸雨的控制研究工作,但工程应用进展缓慢,到上世纪末开始加快了酸雨的控制,重点放在了SO2的治理上。并相继出台了大气污染防治法、排污费征收政策和火电厂脱硫电价补贴政策,有力促进了SO2的治理工作。有效控制了酸雨区的扩散。与SO2相比,NO X不但对酸雨的形成影响很大,而且还是光化学烟雾形成的催化剂,其对大气的污染要远大于SO2形成的污染。

氮氧化物减排是我国“十二五”新增的节能减排任务，目前火电行业二氧化硫和氮氧化物排放量占全国排放总量的40%以上，能否完成氮氧化物减排任务与燃煤电厂脱硝紧密相关。根据我国环境保护部的预定目标，全国氮氧化物排放总量在2011年要实现减排 1.5%。但2011年上半年，全国氮氧化物排放指标不降反升，实际排放量增长了6.17%，虽然下半年增速有所放缓，但2011年全国氮氧化物排放总量仍达到2404万t，与2010年相比上升了 5.73%。要控制NO X排放总量,除对新建机组全面实施低NO X燃烧技术和安装烟气脱硝装置外,对NO X排放水平较高的老机组进行低NO X燃烧改造与烟气脱硝技术改造相结合的方法才是解决NO X减排问题的根本方法。

1氮氧化物的来源及危害

1.1我国能源现状

我国是能源生产与消费的大国，一次能源供应以煤炭为主，石油、天然气资源短缺。据统计,我国2008年能源消费总量为28.5亿t标准煤，其中煤炭占68.7%，原油占18.7%，天然气占3.8%，可再生能源占8.9%[2]。我国能源消费比重分配如图1所示。

图1：我国能源消费比重分配如图

我国燃煤发电主要是通过直接燃烧方式,煤炭燃烧产生了大量的烟尘、氮氧化物(NOx)、

硫氧化物(SOx)、汞等重金属氧化物及大量的二氧化碳气体。此外,还有固体渣和废水排放带

来的环境问题。这些污染物排入大气,己经造成了严重的环境问题,是我国经济可持续发展待

解决的重要问题[3]。

1.2氮氧化物来源及危害

氮氧化物(包括NO、NO2等,简称NOx)是当今最主要的大气污染物之一，它能够引发酸雨、光化学烟雾、同温层臭氧减少和近地面臭氧浓度增加等现象，同时NOx对人类和动植物也有一定影响。NOx排放量和大气浓度的快速增加,会导致一系列的城市和区域环境问题。矿物燃料的燃烧是导致大气中氮氧化物浓度逐年增高的主要原因。

据统计，我国大气污染物中90%以上的NOx源于矿物燃料(如煤、石油、天然气等)的

燃烧过程。2005年，全国NOx排放总量达到1600万t左右，其中67%来自于煤的燃烧[4]。

据有关研究估计，到2010年，我国NOx排放量将会达到2200万t[5]，而按照目前的排放控

制水平，2020年中国NOx排放量将达到2900万t。烟气脱硝是继烟气脱硫之后我国控制火

电厂污染物排放的又一个重点领域。

2氮氧化物的控制技术

现行的《火电厂大气污染物排放标准》，NOx排放标准制定得比较宽松。面对严峻的氮

氧化物排放形势，国家环保部正在制定“十二五”规划，将进一步降低NOx的排放标准。为

满足排放法规的要求，必须采取相应的氮氧化物控制技术。

现有NOx的治理技术分为两类[6]：

一级处理，即通过对燃烧过程的控制和改进减少NOx的生成；

一级处理立足于“治本”，是节省资金和节约能源的治理方法。现有技术有：

(l)催化助燃燃烧(CST)

用无焰的催化燃烧法使燃烧温度由传统的1800℃降至1500℃以下，降低热力型NOx的生成。制备耐高温、高活性的助燃材料是此法的关键。

(2)烟道气循环(FGR)

将部分(20%~40%)烟道气抽回并与燃烧气体混合，降低燃烧火焰温度和氧气的浓度,从而降低热力型NOx的生成。此法可使NOx的生成量降低20%一50%，但不适合于煤和重油的燃烧器。由于此法需要一系列附加装置，有时还需要改进燃烧器本身，其费用较高。(3)低NOx燃烧器(LNB)

通过改变空气—燃料混合方式，使燃烧温度及氧气浓度降低，从而同时降低燃料型NOx 和热力型NOx的生成。按照混合方法的不同，可分为三种类型；低过量空气燃烧法、分段进空气法和分段进燃料法。

(4)炉内还原法(IFR)

大约10%的燃料在燃烧时由火焰上方注入，使火焰温度和氧气浓度降低，即对生成的NOx进行转化或吸收时加入的燃料转化的CH自由基，将70%-90%的NOx还原为N2。

实际上，上述的燃烧控制方法可以结合使用。在日本，相当多的发电厂锅炉采用低NOx 燃烧器，可使NOx的生成量降低20%一80%。尽管一级处理方法有技术简单、费用少、节能的优点，对于燃气或燃油的场合有较高的效率,但对于以煤为主要燃料的地区和国家,仅用这些方法达不到NOx的排放标准,必须采用二级处理方法,对已产生的NOx进行吸收、分解或转化。

二级处理按处理原理分为干法和湿法两类。湿法一般适用于小型的NOx排放源。其原理是先用一种氧化剂使难溶于水的NO转化为NO2,再用一种液体吸收剂加以吸收。氧化剂一般用CIO2、O3等吸收剂多用氢氧化钠溶液、氨水、石灰或EDTA溶液。此法脱除效率可达90%以上。但是由于需要用到大量的氧化剂，而且吸收后生成硝酸盐和亚硝酸盐造成二次污染，所以没有得到广泛应用。借助物理和化学吸附或某一气相化学反应使NOx以气态形式被吸收或转化的方法均属于干法。

(l)固体吸附法

吸附法是利用吸附剂对NOx的吸附，通过周期性地改变操作温度或压力，控制NOx的吸附和解吸，使NOx从气源中分离出来。根据再生方式的不同，吸附法可分为变温吸附法和变压吸附法。变温吸附法脱硝研究较早，己有一些应用；变压吸附法是最近研究开发的一种较新的脱硝技术，常用的吸附剂有分子筛、活性炭、天然沸石、硅胶及含NH3的泥煤等。其中有些吸附剂如硅胶、分子筛、活性炭等，兼有催化的性能。对于排放气体组成简单、规模小的排放源(如硝酸厂、钢铁厂的酸洗车间等)效果较好,具有耗资少、设备简单、易于再生的优点。固体吸附法的缺点在于受吸附容量限制，不适于含尘量高、气流量大的排放源(如发电厂、钢铁厂烧结机尾气等)，而且在再生过程中，须考虑再生液的处理问题。

(2)选择催化还原法(SCR)

使用催化剂催化还原NOx法效率高，去除NOx的能力可达90%以上，是目前能找到的

最好的可以广泛用于固定源NOx治理的技术。其原理是在特定的催化剂上，用氨或其他还原剂选择性地将NOx还原为N2，同时生成水。催化剂的作用是降低NOx分解反应的活化能，使其反应温度降低至150一450℃之间。

(3)选择非催化还原法(SNCR)

不通过催化作用直接用氨或者尿素类物质使NOx还原为氮气。由于不使用催化剂，其操作费用大大降低。其还原效率与反应温度、NOx浓度、还原剂与NOx的比率及反应时间有关，一般在30%一70%之间。此技术也己实现了工业应用。

(4)催化分解法

在催化剂的帮助下，使NO直接分解为N2和O2。这是一种非常理想的方法，不需耗费大量的还原剂，并且不会产生二次污染。因此，很长时间以来，NO的直接分解成为许多科研工作者研究的热点。

但是，几乎所有对NO分解有催化能力的催化剂，催化活性都或多或少会被氧气抑制。这种抑制作用是因为氧占据了催化剂表面能够发生NO化学吸附的活性中心，而NO的化学吸附正是分解过程的控制步骤。这意味着NO的催化分解既不能在富氧环境下进行，自身分解产生的氧气又会使催化剂很快失活，因此阻碍了此法的实际应用。

(5)其他方法

近年来发展了许多治理NOx的新技术，如：膜及电化学技术，电子束照射法等。这些技术多用于烟道气同时脱硫脱硝。颇具吸引力的是电子束照射法，其原理是利用高能辐射使空气中的O2和N2等转化为活泼的自由基；在水蒸气的存在下这些自由基将SO2和NOx氧化为硫酸和硝酸；加入氨生成硫酸胺和硝酸胺；在静电除尘器中收集固体产物可用做化肥。推广此法的主要障碍是需要一个大型的辐射发生源，耗资巨大。

3SCR技术综述

3.1SCR技术的应用现状

选择性催化还原法(selectiveCatalytieReduction,sCR)是目前国际上应用最广泛的烟气脱硝技术，在日本、欧洲、美国等国家或地区的大多数电厂中基本都应用此技术，由于其没有副产物，装置结构简单，并且脱硝效率高(可达90%以上)，运行可靠，便于维护，一次投资相对较低等诸多优点，得到了广泛的商业应用[7]。

SCR系统于七十年代的晚期在日本的工业机组和电站机组中首先得到应用。到目前为止已经有170套SCR装置在日本的电站机组上运行，其总装机容量接近100,000MW。在欧洲，SCR技术于1985年引入，并得到了广泛应用,电站机组的总装机容量超过60,000MW[8]。最近十年以来，SCR系统在美国得到十分广泛的应用,到目前为止，美国已有超过100,000MW 的SCR机组投入运行或在建过程中[9]。在我国，SCR工艺已投入使用的电厂有：后石电厂(7x600MW)、江苏太仓(1x600Mw)、浙江宁海(1x600MW)、广东恒运(2x300MW)、福建肖屿(2x300MW)、江苏阐山(600MW)、广东台山(1x600Mw)、长沙电厂(2x600MW)、山西太原钢铁集团自备电厂(2x300MW)、浙江乌沙山电厂(4x600MW)、北京石景山电厂(2x200MW)、山

西阳城电厂(2x600MW)和北京高井电厂(4x100MW十4x50MW)等。可以预见的是，在未来的一段时期内，SCR技术在我国电站机组将得到更加广泛的应用。

3.2SCR法脱硝的工艺流程

电站锅炉和大型工业锅炉应用中通常有高灰、低灰以及尾部三种SCR布置方式。在确定的布置方式下，SCR系统主要由催化反应器、催化剂和氨存储及喷射系统组成。典型的流程为：SCR反应器设置在省煤器后,空气预热器前，液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区，通过与烟气均匀混合后由分布导阀在SCR反应器的上方进入反应器，与NO进行反应。

SCR法脱硝的工艺流程如图2所示：

图2：SCR法脱硝的工艺流程

目前应用于火电厂SCR设备布置方式，一般有三种方式[10]，如图3-5所示：

(l)高温高尘式，SCR反应器位于锅炉烟气出口和空气预热器之间：

图3：高温高尘式SCR装置

(2)高温低尘式，SCR反应器位于高温电除尘器之后：

图4：高温低尘式SCR装置

(3)低温低尘式，SCR反应器位于烟气脱硫装置之后：

图5：低温低尘式SCR装置

3.3SCR法脱硝的反应机理

SCR的化学反应机理比较复杂，主要是NH3在一定的温度和催化剂的作用下，有选择地把烟气中的NOx还原为N2，同时生成水。催化剂的作用是降低分解反应的活化能，使其反应温度降低至150-450℃之间，反应历程见反应式：

4NH

3+4NO+O

2

→4N

2

+6H

2

O

2NO+2NO2+4NH3→4N

2+6H

2

O

6NO2+8NH3→7N2+12H2O

其中第一个反应是主反应。因为烟气中的大部分NOx均是以NO的形式存在的，在没有催化剂的情况下，这些反应只能在很窄的温度范围内(980℃左右)进行，通过选择合适的催化剂，可以降低反应温度，并且可以扩展到适合电厂实际工况的290-430℃范围。

在反应条件改变时，还可能发生以下反应：

4NH3+O2→2N2+6H2O

2NH→2N2+3H2

4NH3+5O2→4NO+6H2O

NH3的分解和NH3氧化为NO的反应都在350℃以上才能进行，450℃以上才能剧烈反应。在一般的选择性催化还原工艺中,反应温度常常控制在300℃以下，这时仅有NH3氧化为N2的副反应发生。

但是在某些条件下，SCR系统中还会发生如下不利反应:

2SO2+O2→2SO3NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4SO3+H2O→H2SO4

反应中形成的(NH4)2SO4和NH4HSO4很容易对空气预热器造成粘污[11]。

3.4SCR法脱硝所用还原剂

用于燃煤电站SCR烟气脱硝的还原剂一般有3种，液氨、氨水及尿素。3种还原剂各有特点。液氨：一般采用纯度为99.8%的氨，无杂质，沸点温度一般为-33.3℃，储存在压力容器中，并有保证严格的安全与防火措施。氨水(NH4OH)：商业上一般运用20~30%的氨水，运输时体积大，质量重,蒸发过程需要消耗大量电力。尿素(CO（NH2）2)：呈颗粒状，储罐需要被加热，尿素需要被溶解在水中，在制取蒸汽时需要被分级与蒸发,是一种安全的选择。

3.5SCR法脱硝所用催化剂种类

SCR催化剂最早是采用Pt、助和Pd等贵金属作为活性组分,以CO和H:或碳氢化合物作为还原剂,其催化反应的活性温度区间通常在300℃以下;后来,引入了金属氧化物类催化剂,最佳活性温度区间多处于250℃~400℃部分;近些年来,对金属离子交换沸石类的催化剂研究较多,其有效的活性温度区间可达到600℃。

(l)金属氧化物催化剂

催化还原法中应用最多的金属氧化物催化剂是V2O5。发电厂装配的废气净化系统，大多数采用这类催化剂。V2O5可直接使用，或负载于Al2O3、SiO2、Al2O3-SiO2、TiO2、ZrO2、TiO2-SiO2等氧化物上，商用的V2O5催化剂多负载于TiO2上(两种氧化物之间的物理化学作用增加了催化剂的稳定性)，工业应用时，根据需要一般做成蜂窝形状或涂敷于陶瓷独石、金属板等基板上。

(2)碳基催化剂

活性炭以其特殊的孔结构和大的比表面积成为一种优良的固体吸附剂，用于空气或工业废气的净化由来已久。实际上，在NOx的治理中，它不仅可以作吸附剂，还可以做催化剂，在低温(90-200℃)和NH3、CO或H2的存在下，选择还原NOx；没有催化剂时，它可做还原剂，在400℃以上使NOx还原为N2，自身转化为CO2。所以，活性炭在固定源NOx治理中，有较高的应用价值。其最大优势在于来源丰富，价格低廉，易于再生，适用于温度较低的环境，这是使用其他催化剂所不能实现的。但只有活性炭作催化剂活性很低，特别是空速较高的情况下，在实际应用中，常常需要经过预活化处理，或负载一些活性组分以改善其催化性能。

(3)离子交换分子筛催化剂

这是研究非常活跃的一个领域。无论作为催化还原还是催化分解的催化剂，金属离子交换分子筛都具有很高的活性。沸石分子筛用做催化剂是基于其特殊的微孔结构。沸石的类型、热处理条件、硅铝比、交换的离子种类、交换度等都会影响其活性。以NH3为还原剂时，反应表面的活性中心是Cu+吸附了NO和O2后生成的双分子聚合物。

(4)贵金属催化剂

贵金属催化剂是研究较早的一类催化剂，广泛应用于汽车尾气净化器中。但由于成本高，而且对气体中的硫元素极其敏感，所以不适合大规模应用于工厂的实际生产中。对固定源NOx的治理，还不具备实用性。贵金属催化剂对NOx的直接分解也有一定的催化活性，主要问题是氧的抑制作用。

(5)钙钦矿复合氧化物催化剂

研究最多的此类氧化物属ABO3型(A代表稀土元素，B代表过渡金属元素)。以CO为还原剂，钙钦矿氧化物可催化还原NOx。其突出的优点是热稳定性好且在反应温度下容易脱附氧。由此可以将稳定性差而活性高的贵金属与稳定性好的钙钦矿氧化物结合起来，制备优良的新催化剂。此类催化剂有望取代贵金属用于汽车尾气净化器以降低成本。但同样存在H2O和SO2中毒的问题。对于固定源NOx的治理，目前也不具有应用价值。目前，V2O5-WO3/TiO2类催化剂以其成熟高效和良好的抗中毒性能成为了主流的商用催化剂。在工程应用中，催化剂的布置方式有三种：平板式，蜂窝式和波纹式如图6所示[12]。

图6：催化剂载体常用的型式

（l）蜂窝式催化剂

蜂窝式催化剂是将催化剂粉料和陶瓷物料均匀混合后烧结成型:，按照一定配比混合、搓揉均匀后形成模压原料，采用模压工艺挤压成型为蜂窝状单元，组装成标准规格的催化剂模块。蜂窝式催化剂单位体积的有效表面积大，达到相同的脱硝效果,所需的催化剂量较少。（2）平板式催化剂

平板式催化剂主要是采用钢板作为骨架，将活性催化剂涂敷在表面上，与蜂窝式相比，平板式催化剂压力损失小，抗腐蚀性高，不易被粉尘污染，机械和热稳定性也较高。而且，平板式催化剂具有金属骨架，强度高，要达到同样的脱硝效率,催化剂层数可以做得较少，即SCR反应器可以更紧凑。但由于其单位体积的表面积小，催化剂需求量较大；另外，平板式催化外层的活性材料在受到机械或热应力作用时容易脱落，且其活性表层也易受磨损。（3）波纹板式催化剂

波纹式催化剂以纤维作为主要载体，加工工艺是先制做玻璃纤维加固的TiO2基板，再把基板放到催化活性溶液中浸泡，以使活性成分能均匀地吸附在基板上。各种催化剂活性成分均为WO3和V2O5。表1为各种催化剂的性能比较。

表1：各种催化剂性能比较

3.6SCR法工程应用

从国外所建的SCR法烟气脱硝工程运行的情况来看，SCR法烟气脱硝工程在运行中出现的问题主要集中在以下几个方面：

(1)催化剂堵塞，由于氨盐沉积和飞灰沉积造成催化剂的堵塞，局部堵塞会影响催化剂的磨损，严重时会影响锅炉机组的正常运行。

(2)催化剂磨损，主要是由于飞灰在高温烟气流速下碰撞催化剂表面造成的，主要是由于催化剂局部堵塞或SCR反应室设计不合理造成。

(3)催化剂中毒，主要是由于烟气中的碱性金属Na、K等或As、Ca等引起催化剂的中毒，从而很快降低催化剂的活性。

(4)空预器堵塞、腐蚀，主要是由于SO3浓度增加，提高烟气酸露点温度，增加下游设备的酸腐蚀；另外，如果SCR反应器出口逃逸NH3较多则会与烟气中SO3反应生成NH4HSO4和(NH4)2SO4，此类硫酸盐具有粘结性和腐蚀性，导致空预器换热面堵塞和腐蚀。

(5)灰中氨味较大，影响灰品质，主要是NH3逃逸量过高引起的，NH3的逃逸量高于5ppm，飞灰会有氨的气味而影响灰的出售。

针对以上运行中经常出现的问题，SCR法烟气脱硝工程应用时应重点从以下几个方面进行考虑：

(1)SCR法系统设计

SCR反应室、烟气通道、喷氨和混合系统的正确合理设计，保证SCR反应器中流场、温度场分布均匀，是催化剂实现最佳性能的关键。如果SCR烟气系统设计不合理，不但会增加SCR的系统阻力，还会在SCR反应室入口截面上形成高速区、高灰份负荷区和烟气流向明显偏离垂直催化剂方向的区域，如果出现以上三个区，则难免会出现催化剂的堵塞和磨损，而且局部的堵塞会增加催化剂的磨损。

(2)催化剂的选取

SCR法脱硝技术的核心是催化剂，用于SCR法脱硝的催化剂常有蜂窝式、平板式和波纹板式，这三种类型的催化剂都有成功运行的业绩，对于具体的工程,要从锅炉类型、燃料特性(特别是碱性金属钾、钠以及砷、钙等的含量)、烟气特性、灰份特性以及系统要求的性能等方面综合考虑,选择适合于本工程的催化剂类型、催化剂孔径、壁厚以及活性成分的催化剂。

(3)催化剂床层设计

典型燃煤锅炉SCR法脱硝催化剂床层一般按2+1层布置方式,即初始安装2层，脱硝效率达不到要求时再加装备用层，然后三层同时运行，直到脱硝效率不能满足要求时再更换第一层，依次更换第二层、第三层等，如此可以有效提高催化剂的利用率。对于具体的脱硝工程，催化剂床层的布置方式应根据现场的实际空间，系统阻力要求等因素确定。

(4)旁路烟道的设置

SCR系统旁通烟道通常分为省煤器旁通烟道和SCR反应室旁通烟道。省煤器旁通烟道是指加装的从省煤器入口或省煤器中间烟道引出一部分烟气与省煤器出口烟气混合以提高进入SCR反应室的烟气温度；SCR反应室旁通烟道是指从省煤器出来直接进入空预器的烟道。是否加装旁通烟道要根据工程的具体情况来确定，如果锅炉长期运行在低负荷，而且对脱硝效率要求较高，并且要求SCR系统能在低负荷的时候稳定运行，则应该在设计时加装省煤器旁通烟道，否则可不设置省煤器旁通烟道。对于锅炉启、停比较频繁的机组，为了保护催化剂，可以设置SCR反应室旁通烟道，另外，对于调峰机组或经常用于低负荷且对于脱硝要求不是很高的机组也建议加装SCR反应室旁通烟道。

(5)空预器的设计

通常空预器的换热段分为高温、中温和低温三段式，为了有效防止加装SCR装置后硫酸氨或硫酸氢氨在空预器中温和低温连接段的粘附和沉积，在空预器设计或改造时最好将常规的中温段和低温段合并，将空预器换热面分为高温和低温两段式，并根据烟气中SO3的浓度和NH3的逃逸量确定空预器低温换热段材料的选取。

(6)吹灰器的选取

对于粉尘浓度较高的烟气，加装SCR装置时，设计上应考虑在SCR反应室入口烟道上加装灰斗，并且在首层催化剂床层上设置金属丝网格栅，而且丝网的节距要比催化剂孔径小。同时在催化剂床层上安装吹灰器，吹灰器的形式(蒸汽吹灰器或声波吹灰器)可根据灰份的特性来确定。通常对于首层催化剂可以考虑安装蒸汽吹灰器和声波吹灰器相结合的形式，对于第二层以后的催化剂床层可以仅安装蒸汽或声波吹灰器。

另外，SCR系统运行人员对于SCR法装置的运行要严格按照运行手册要求的去执行，运行过程中要注意SCR系统阻力的变化及氨的逃逸、脱硝效率等的变化,建立系统运行数据库,积累SCR法脱硝系统运行和维护的经验。对于老电厂的脱硝改造项目，除了要注意以上几点外还要充分考虑SCR反应室空间，反应室支架基础、还原剂储存区所需空间、施工空

间及场地、施工周期等，另外还要考虑加装脱硝装置后对已有设备的影响，已有设备是否需要改造等因素，确保系统设计的完善性和可操作性。

4展望

2015年年底前，现役燃煤火电机组要全部完成脱硝改造。SCR脱硝技术成为目前国内外电厂脱硝比较成熟的主流技术，十二五”期间火电厂的总SCR催化剂市场需求量为80万m3，平均每年16万m3。由于脱硝催化剂的使用寿命一般在15000~25000h，届时，我国将形成稳定的、巨大的脱硝催化剂更换市场。

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