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烟气脱硝技术介绍及各种方案比较

2016-04-12 10:01:38 来源：盐城大天力公司

烟气脱硝技术介绍及各种方案比较

目前主流的烟气脱硝技术有选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性催化还原技术（SCR）和SNCR/SCR联合脱硝技术。
SNCR技术
研究发现，在800～1250℃这一温度范围内、无催化剂作用下，氨水等还原剂可选择性地还原烟气中的NOx生成N2和H2O，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR脱硝技术。
SNCR烟气脱硝的主要反应为：
NH3为还原剂 4NH3 + 4NO + O2 → 4N2 + 6H2O
SNCR通常采用的还原剂有氨水、氨水和液氨，不同还原剂的比较如表3.1所列。
表3.1 不同还原剂特点

还原剂	特点
尿素	安全原料 (化肥) 便于运输脱硝有效温度窗口较宽溶解要消耗一定热量
氨水	运输成本较大需要较大的储存罐脱硝有效温度窗口窄
液氨	高危险性原料运输和存储安全性低

从SNCR系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内*有效的部位，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大尺寸的锅炉中，因为需要覆盖相当大的炉内截面，还原剂的均匀分布则更困难。为保证脱硝反应能充分地进行，以*少喷入NH3的量达到*好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生NH4HSO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。因此，SNCR工艺的氨逃逸要求控制在8mg/Nm3以下。图1.1为典型SNCR脱硝工艺流程图。

图1.1 SNCR工艺系统流程图
SNCR烟气脱硝过程是由下面四个基本过程组成：
Ÿ 还原剂的接收和溶液制备；
Ÿ 还原剂的计量输出；
Ÿ 在锅炉适当位置注入还原剂；
Ÿ 还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
SCR技术
选择性催化剂还原（SCR）技术是在烟气中加入还原剂（*常用的是氨和氨水），在催化剂和合适的温度等条件下，还原剂与烟气中的氮氧化物（NOx）反应，而不与烟气中的氧进行氧化反应，生成无害的氮气和水。主要反应如下：
4NO + 4NH₃+ O₂ → 4N₂ + 6H₂O
NO + NO₂ + 2NH₃ → 2N₂ + 3H₂O
6NO₂ + 8NH₃ → 7N₂ + 12H₂O
在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（800～1250℃）进行。SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低，反应可在更低的温度条件（320～400℃）下进行。
对SCR系统的制约因素随运行环境和工艺过程而变化。制约因素包括系统压降、烟道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃逸氨浓度限制、SO2氧化率、温度和NOx浓度，都影响催化剂寿命和系统的设计。除温度外，NOx、NH3浓度、过量氧和停留时间也对反应过程有一定影响。
SCR系统一般由氨或氨水的储存系统、（氨水转化为氨系统）、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、检测控制系统等组成。SCR脱硝反应器在锅炉尾部一般有三种不同的布置方式，高尘布置、低尘布置和尾部布置，图1.2为目前广泛采用的高尘布置SCR烟气脱硝系统工艺流程图。

图1.2 SCR工艺系统流程(高尘布置)
对于一般燃煤或燃油锅炉，SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行的脱硝效率约为80%～90%。
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术
SNCR/SCR混合技术是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用末反应氨进行催化反应结合起来，或利用SNCR和SCR还原剂需求量不同，分别分配还原剂喷入SNCR系统和SCR系统的工艺有机结合起来，达到所需的脱硝效果，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高脱硝率进行有效结合的一种扬长避短的混合工艺。SNCR/SCR混合工艺的脱硝效率可达到60～80%，氨的逃逸小于4mg/Nm3。图1.3为典型的SNCR/SCR混合烟气脱硝工艺流程。

图1.3 SNCR/SCR联合工艺脱硝流程图
主要烟气脱硝技术的比较
几种主要烟气脱硝技术综合比较情况如表1.2所列。
表1.2 SCR、SNCR、SNCR/SCR技术综合比较

项目	SCR技术	SNCR技术	SNCR/SCR技术
反应剂	NH3	氨水或氨水	NH3
反应温度	320～400℃	800～1250℃	前段：800～1000℃，后段：320～400℃
催化剂	V2O5-WO3/TiO2	不使用催化剂	后段加少量催化剂
脱硝效率	80～90%	30～60%	50～80%
反应剂喷射位置	SCR反应器入口烟道	炉膛内喷射	锅炉负荷不同喷射位置也不同
SO2/SO3氧化	SO2氧化成SO3的氧化率<1%	不会导致SO2氧化，SO3浓度不增加	SO2氧化较SCR低
NH3逃逸	<2.5 mg/m3	<8 mg/m3	<4 mg/m3
对空气预热器影响	NH3与SO3易形成硫酸氢铵，需控制NH3泄漏量和SO2氧化率，并对空预器低温段进行防腐防堵改造。	SO3浓度低，造成堵塞或腐蚀的机率低	硫酸氢铵的产生较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机率比SCR低
系统压力损失	新增烟道部件及催化剂层造成压力损失	没有压力损失	催化剂用量较SCR小，产生的压力损失较低
燃料及其变化的影响	燃料显著地影响运行费用，对灰份增加和灰份成分变化敏感，灰份磨耗催化剂，碱金属氧化物劣化催化剂，AS、S等使催化剂失活。	基本无影响	影响与SCR相同。由于催化剂较少，更换催化剂的总成本较SCR低
锅炉负荷变化的影响	SCR反应器布置需优化，当锅炉负荷在一定范围变化时，进入反应器的烟气温度处于催化剂活性温度区间。	多层布置时，跟随负荷变化容易	跟随负荷变化中等
工程造价	高	低	较高