火电厂SCR和SNCR烟气脱硝技术的分析比较

火电厂SCR和SNCR烟气脱硝技术的分析比较中电国华北京热电分公司杨东华摘要：为满足日趋严格的环保要求，国华电力公司从去年开始陆续在国华浙能宁海电厂、国华太仓电厂、国华台山电厂和北京热电分公司先后上马烟气脱硝工程。

这些脱硝工程分别采用了选择性催化还原SCR技术和选择性非催化还原技术SNCR技术，这两种技术作为国际脱硝广泛应用的主流技术，在系统技术原理、设计要求、技术关键、反应塔布置及其催化剂特性、氨逃逸及其对空气预热器的影响等方面各有其优缺点，本文进行了综合分析和比较。

引言在火电机组排放的大气污染物中氮氧化物是最近二十多年中受到极大关注的一种污染物。

科学己经证明氮氧化物在酸雨的形成和对臭氧层的破坏中所起的作用。

世界上一些工业发达国家对氮氧化物的排放制定了非常严格的标准。

在我国，氮氧化物的排放量中近70%来自于煤炭的直接燃烧。

电力工业是我国的燃煤大户，电力工业的发展，又将导致NO X排放量越来越大。

如果不加强控制，NO X对我国大气环境污染所造成的后果将越来越严重。

国华电力公司作为神华集团下属重要的电力企业，其大部分电厂都属于燃煤火电厂，不可避免的都是地方上排放氮氧化物的主要源头。

从2004年开始，公司就将治理NO X排放作为公司发展重点进行了整体规划，先后在国华浙能宁海电厂、国华太仓电厂、国华台山电厂和北京热电分公司上马了烟气脱硝项目，成为国内第一批治理NO X 排放的电力企业。

1、目前国际上脱硝的主要技术手段目前，国际上通常采用的降低NO X的污染主要有两类措施。

一是控制燃烧过程中NO X的生成，即低NO X燃烧技术；一是对生成的NO X 进行处理即烟气脱硝技术。

低NO X燃烧技术是降低燃煤NO X排放量的较经济的技术措施，由于它相对简单，而且一次性投入成本低，所以它的应用最广泛。

它主要包含：空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环和使用低NO X燃烧器等四种方式来降低NO X的排放量。

虽然低NO X燃烧技术可降低NO X排放30%-50%左右，但各种低氮燃烧技术均涉及炉膛燃烧的安全问题或效率问题，故技术存在局限。

关于烟气脱硝技术，主要有气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法、微生物法等几类，其中气相反应法又包括电子束照射法和脉冲电晕等离子体法、选择性催化还原法选择性非催化性还原法和炽热碳还原法、低温常压等离子体分解法等三类。

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，但是吸附量小，设备过于庞大，再生频繁，应用也不广泛；液膜法、微生物法是两个新型的技术，还有待发展；脉冲电晕法可以同时进行脱硫脱硝，但是，还有一些技术问题需要解决：如如何实现高压脉冲电源的大功率、窄脉冲、长寿命等问题；电子束法脱硝技术也可以同时脱硫脱硝，但是，此技术能耗较高，并且有待实际工程应用检验。

目前脱硝最为成熟的技术是SCR技术和SNCR技术，在美国1998年颁布的NOxSIP法令时， FPA预计将安装75GW的SCR系统，至今大约己经安装大约60GW以上。

2002年日本共有折合总容量大约23.1GW的SCR系统，在欧洲大部分的大型电站都采用SCR技术。

而SNCR技术1974年在日本首次投入商业应用，到目前为止，全世界大约有300套SNCR装置应用于电站锅炉、工业锅炉、市政垃圾焚烧炉和其它燃烧装置。

2、SCR技术的原理介绍和技术经济分析2.1 SCR烟气脱硝技术原理燃煤电厂锅炉选择性催化还原(SCR)烟气脱硝，系统采用氨（NH3）作为还原介质，主要由供氨与喷氨系统，催化剂（反应塔)、烟气管道与控制系统等组成。

如图1所示，SCR反应塔通常布置在锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间，离开锅炉省煤器的热烟气在进入SCR反应塔前，在远离SCR反应塔的上游烟道中喷入氨（NH3），使氨与烟气充分均匀混合后进入反应塔。

氨在反应塔中催化剂的作用下，在有氧气的条件下选择性地与烟气中的NOX（主要为NO和少量的NO2）发生化学反应，将NOX转换成无害的氮气（N2）和水蒸气（H2O）。

SCR反应塔中的主反应过程为:4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O 2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O 该反应过程为放热化学反应，由于SCR入口烟气中的NO X浓度一般为烟气体积流量0.05%~0.01%，还原NO X的放热反应所释放的热量相对较小。

选择性反应意味着不应发生氨和二氧化硫的氧化反应过程。

然而在催化剂的作用下，烟气中的一小部分SO2会被氧化为SO3，其氧化程度通常用SO2/SO3转化率表示。

图1 SCR烟气脱硝系统流程图在有水的条件下，SCR中未参与反应的氨会与烟气中的SO3反应生成硫酸氢氨NH4HSO4和硫酸氨（NH4）2SO4等一些不希望产生的副产品。

其副反应过程为：2SO2+1/2O2=2SO3 2NH3+SO3+H2O=（NH4）2SO4NH3+SO3+H2O=NH4HSO42.2 工程示例浙江国华宁海发电厂工程4号机组（1×600MW），采用的是日本BHK的选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，根据工程合同要求：在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硝效率不小于80％。

同时脱硝装置在性能考核试验时（首次通烟气后六个月内）要满足：NOx脱除率不小于83％；氨的逃逸率不大于3ppm；SO2/SO3转化率小于1%；从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失不大于（1000）Pa （设计煤种，100%BMCR工况，并考虑所有附加催化剂层投运后增加的阻力）。

这些要求对于我国首批引进SCR脱硝技术来说，都是相对较高的。

为了满足这些要求，日本的BHK公司对脱硝工程采取了很多优化设计。

分别包括：2.2.1 脱硝系统优化设计脱硝效率主要取决于催化剂特性（反应活性、结构类型、使用寿命等）、SCR反应塔入口烟气参数分布（烟气温度、烟气流速、NO2浓度与飞灰浓度、 NH3/NO2摩尔比等）、SCR反应塔设计（空塔速度—烟气在反应塔空间内停留时间的尺度、烟气流速、催化剂层数)等因素。

图2为SCR脱硝效率和氨逃逸与NH3/NO2摩尔比的关系曲线。

图2 SCR脱硝效率和氨逃逸与NH3/NO2摩尔比的关系曲线为了使SCR脱硝效率达到最高，同时使氨逃逸量控制在最低水平，其技术关键是如何精确控制与调节SCR反应塔入口烟气中NH3/NO2摩尔比的分布、烟气速度分布以及烟气温度分布这3个重要参数。

要使SCR系统实现优化运行，则要求SCR反应塔顶部入口截面上的烟气速度分布最大允许偏差为10%-15%，烟气温度分布最大允许偏差为10-15℃，NH3/NO2摩尔比分布的最大允许偏差为5%-10%。

对此，BHK公司通过数据库软件模拟了实际运行工况，提供了NH3/NO x摩尔比不超过0.812时随烟气中氮氧化物含量变化的NO x脱除率修正曲线，SO2/SO3的转换率随烟温、催化剂入口的SO2浓度以及锅炉负荷等因素变化的函数曲线。

同时BHK公司按照锅炉设计烟气流量参数进行了电脑模拟，并制作了比例为1：15的流场模型（模型根据图纸设计加装了均流板）进行了流场试验，确保将烟气速度分布最大允许偏差控制在15%以内。

2.2.2 关于SCR反应塔的布置SCR反应塔布置通常为：高温侧高飞灰烟气段布置、高温侧低飞灰烟气段布置（布置在高温电除尘器后）和低温侧低飞灰尾部烟气段布置（布置在脱硫出口）三种。

高温侧高飞灰烟气段布置直接安装在省煤器出口与空气预热器入口之间，即布置在空气预热器与静电除尘器之前，这种方案的主要特点是烟气经过省煤器后进入SCR反应塔时的温度通常为300-430℃，适合于大多数催化剂所要求的工作温度，这种方案烟气在进入SCR反应塔前不需要采用气一气加热器对其进行再加热，因而投资费用与运行费用较低。

出于各方面综合考虑，最后宁海电厂选取了此种布置方案（见图3）但是，由于离开锅炉省煤器的烟气中的全部飞灰和SO2等要全部流过催化剂，SCR入口烟气中飞灰浓度较高（20-30 g/m3），飞灰颗粒粗大（15-25 μm），而且SO2含量较高。

催化剂表面的微孔易被飞灰颗粒及副反应产物硫酸氢氨堵塞，飞灰中的微量元素化合物尤其是气态As2O3等会引起催化剂中毒，催化剂表面受粗大飞灰颗粒的冲刷也易被磨损等因素，针对这些问题，在宁海脱硝项目主要采取了加装声波吹灰、脱硝入口和出口设置灰斗等方法来有效缓解飞灰覆盖催化剂和堵塞催化剂气孔的问题。

最重要的是在催化剂的选取上，考虑到飞灰堵塞的问题，选取了间隙较大的板式催化剂。

图3 高温侧高飞灰烟气段布置图BHK公司的板式催化剂采用金属网架或钢板作为基体支撑材料，制作成波纹板或平板结构，以氧化钛TiO2为基体，加入氧化钒V2O5氧化钨WO3活性组分，均匀分布在性个催化剂表面，将几层波纹板或波纹板与平板相互交错布置在一起。

而国际上另一种主流催化剂为蜂窝式催化剂，它是将氧化钛粉TiO2与其他活性组分以及陶瓷原料以均相方式结合在整个催化剂结构中，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，最后组装成标准规格的催化剂模块。

两种催化剂外型如图4所示。

图4 平板式与蜂窝式催化剂单元与模块化结构2.2.3 氨逃逸及其对下游设备运行性能的影响SCR反应塔出口烟气中未参与反应的氨（NH3）称为氨逃逸。

氨逃逸量一般随NH3/NO2摩尔比的增大与催化剂的活性降低而增大。

因此，氨逃逸量的多少可反映出SCR系统运行性能的好坏及催化剂活性降低的程度。

在很多情况下，可依据氨逃逸量确定是否需要添加或更换SCR反应塔中的催化剂。

SCR系统日常运行中监测氨逃逸量的经济实用方法是对飞灰氨含量进行测试分析。

氨逃逸会导致生成硫酸氨盐造成催化剂与空气预热器沾污积灰与堵塞腐蚀，烟气阻力损失增大；飞灰中的氨含量增大，影响飞灰质量；FGD脱硫废水及空气预热器清洗水的氨含量增大。

硫酸铵盐的生成取决于NH3/NO2摩尔比、烟气温度与SO3浓度以及所使用的催化剂成分。

烟气中SO3的生成量取决于2个因素：锅炉燃烧形成的SO2以及SCR反应塔中SO2在催化剂的作用下氧化形成的SO3。

因此在宁海项目SCR设计中严格要求SO3转化率小于1%。

同时对于硫酸铵盐造成的堵塞问题，宁海电厂使用声波吹灰器进行定时自动清洗。

2.3 SCR工艺的经济性分析SCR技术是国际上目前脱硝效率最高、最为成熟、最具实力的技术，全世界应用脱硝装置的燃煤电厂中，它的占有率高达70%。

但是该技术也具有一定的缺点，比如投资成本、运行成本较高；催化剂活性、寿命不够长，价格较贵等问题。

以宁海电厂项目为例，它的初期投资高达100元/kW以上，基本上接近国内同类型机组脱硫的价格。

而且在以后的运行中，仅以催化剂的更换为例：宁海电厂初次安装 2 层催化剂，当催化剂运行3-4年后，其反应活性将降低到新催化剂的80%左右，氨逃逸也相应增大，这时需要在备用层空间添加一层新的催化剂，在运行7-8年后开始更换初次安装的第1层，运行约10年后才开始更换初次安装的第2层催化剂，而催化剂的成本是非常高的。