各种烟气脱硝工艺的比较.docx
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各种烟气脱硝工艺的比较
各种烟气脱硝工艺的比较
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2008-06-2010:
06 来源：
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我国地域大，各地情况不同，对于某一具体的工程采用何种烟气脱硝工艺，必须因地制宜，进行技术、经济比较。
在选取烟气脱硝工艺的过程中，应遵循以下原则：
1、NOx的排放浓度和排放量满足有关环保标准；
2、技术成熟，运行可靠，有较多业绩，可用率达到90％以上；
3、对煤种适应性强，并能够适应燃煤含氮量在一定范围内变化；
4、尽可能节省建设投资；
5、布置合理，占地面积较小；
6、吸收剂和、水和能源消耗少，运行费用低；
7、吸收剂来源可靠，质优价廉；
8、副产物、废水均能得到合理的利用或处置。
主要烟气脱硝工艺比较如下表：
脱硝工艺
适应性特点
优缺点
脱硝率
投资
SCR
适合排气量大，连续排放源
二次污染小，净化效率高，技术成熟；设备投资高，关键技术难度大
80％～90％
较高
SNCR
适合排气量大，连续排放源
不用催化剂，设备和运行费用少；NH3用量大，二次污染，难以保证反应温度和停留时间
30％～60％
较低
液体吸收法
处理烟气量很小的情况下可取
工艺设备简单、投资少，收效显著，有些方法能够回收NOx；效率低，副产物不易处理，目前常用的方法不适于处理燃煤电厂烟气
效率低
较低
微生物法
适应范围较大
工艺设备简单、能耗及处理费用低、效率高、无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍处于研究阶段
80%
低
活性炭吸附法
排气量不大
同时脱硫脱硝，回收NOx和SO2，运行费用低；吸收剂用量多，设备庞大，一次脱硫脱硝效率低，再生频繁
80％～90％
高
电子束法
适应范围较大
同时脱硫脱硝，无二次污染；运行费用高，关键设备技术含量高，不易掌握
85%
高
只有SCR和SNCR法在大型燃煤电厂获得了较好的商业应用，其中SCR在全球范围内有数百台的成功应用业绩和十几年的运行经验，日本和德国95％的烟气脱硝装置采用SCR技术，由于该方法技术成熟、脱硝率高、几乎无二次污染，应是我国烟气脱硝引进及消化吸收的重点。
中科凯迪RN-302型氨选择还原NOx催化剂
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961 发布时间：
2008-06-0514:
56
关键词：
其它
产品型号：
应用领域：
大气控制
产品价格：
面议
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内容提供：
兰州中科凯迪化工新技术有限公司
RN-302催化剂以氨作还原剂选择还原消除硝酸、硝酸盐尾气、火电厂及其他工业烟气中的NOx，可将NOx 转化为N2和H2O。
一、主要技术标准：
1.颗粒大小：
Ф3～5mm
2.堆比重：
~0.76g/ml
3.比表面积：
140~160m2/g
4.孔容：
0.40~0.50ml/g
5.压碎强度：
≥60N/粒
6.压力：
常压～0.95Mpa
7.反应温度：
200～360℃
8.NH3/NOx（分子比）：
1.2~14
9.气体空速：
5000~10000小时－1
10.NOx 转化率：
>95％
11.使用寿命：
4年以上
二、工作原理：
6NO+4NH3 →5N2+6H2O-1807.0kJ/mol
（1）
6NO2+8NH3 →7N2+12H2O-2659.9kJ/mol
（2）
8NO+2NH3 →5N2O+3H2O-948.6kJ/mol（3）
8NO2+6NH3 →7N2O+9H2O-1596.7kJ/mol（4）
4NH3+3O2 →2N2+6H2O-1267.1kJ/mol（5）
4NH3+4O2 →2N2O+6H2O-1103.7kJ/mol（6）
4NH3+5O2 →4NO+6H2O-907.3kJ/mol（7）
2NH3 →N2+3H2 +91.94kJ/mol（8）
在RN－302催化剂上，当温度为150～230℃时，主要按照
（1）、
（2）反应进行，当温度达到250℃时，氨氧化成氮的（5）式反应速度较大，400℃以上则出现（7）（8）式的副反应。
故一般希望反应温度为200～250℃，一般最高温度～300℃左右。
三、催化剂装填与活化开车
本催化剂使用前不需氢气还原。
在系统开车中，根据尾气处理系统阻力大小逐步提高尾气压力，待系统稳定后，根据尾气中NOx含量来调节氨流量，使得NH3/NOx比控制在1.2～1.4。
本催化剂启动温度150～180℃，一般200～230℃即可满足消除NOx要求。
随着使用时间的延长，必要时可逐步提高操作温度，每次提温不超过5℃。
本催化剂在2年使用时间内，反应温度为200～250℃之间，NH3/NOx原料比如能精确控制在1.2，即可达到理想的NOx脱除。
使用2年后可将床层温度控制在250～300℃之间使用。
SCR系统组成及技术参数
更新时间：
2008-06-1815:
43 来源：
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一、SCR系统组成
SCR脱硝系统由三个子系统组成：
SCR反应器及辅助系统，氨储存及处理系统，氨注入系统。
SCR工艺流程：
还原剂（氨）用罐装卡车运输，以液体形态储存于氨罐中；液态氨在注入SCR系统烟气之前经由蒸发器蒸发气化；气化的氨和稀释空气混合，通过喷氨格栅喷入SCR反应器上游的烟气中；充分混合后的还原剂和烟气在SCR反应器中反应，去除NOx。
SCR烟气脱硝系统热面高灰布置工艺流程示意图
二、SCR技术参数
1）脱硝效率
脱硝效率=（NOx入口-NOx出口）/NOx入口
2）氨氮摩尔比NSR（NormalizedStoichiometricRatio）
NSR=NH3摩尔数/NOx摩尔数
3）还原剂额定消耗量
额定负荷下，每小时还原剂的消耗量
4）最大NH3逃逸量
经过脱硝反应器后残留在烟气或飞灰中未反应的还原剂氨
5）空速SV（h-1）
烟气流量与催化剂体积之比
6）催化剂寿命
催化剂从开始使用到需要更换的累计运行时间
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燃煤电厂SCR安装位置
更新时间：
2009-09-2111:
06 来源：
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SCR可以装在下列位置中的任何一个:
1 空气预热器和静电除尘器上游（高灰,热烟气侧）:
这种布置的优点是进入反应器的烟气温度达到300-500℃,多数催化剂在这个温度范围内有足够的活性,烟气不需要再加热即可获得较好的脱硝效果。
但催化剂处于高尘烟气中,催化剂的寿命会受到一些影响:
飞灰中的K、Na、Ca、As等微量元素会使催化剂污染或中毒;飞灰磨损反应器并使蜂窝状催化剂堵塞;烟气温度过高会使催化剂烧结或失效。
2 空预器上游和高温电除尘器下游（低灰热侧）:
这种布置方式的特点是催化剂不受飞灰的影响,但除尘器在高温下运行,可能会带来一些问题。
3 空预器和烟气脱硫装置下游:
这种布置方式的特点是催化剂还不会受到烟气中的SO3等气体的影响,但烟气温度较低,一般需要换热器或采用燃料器燃烧的办法将烟气温度提高到催化还原反应所必需的温度。
在电厂实际装置中,微量元素的污染程度可以接受。
采取垂直布置的吸收塔和吹灰措施也可以解决飞灰堵塞和催化剂腐蚀问题,因此大多数都安装在高灰热烟气侧（第一种布置方式）这样可以避免为了将烟气加热到最佳反应温度而降低了整个系统的热效率。
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燃煤电厂SCR烟气脱硝制氨系统
更新时间：
2009-09-2110:
58 来源：
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在SCR系统中,靠氨与NOx反应达到脱硝的目的。
稳定、可靠的氨系统在整个SCR系统中是不可或缺的。
制氨一般有尿素、纯氨、氨水等3种方法。
1尿素法
典型的用尿素制氨的方法为即需制氨法。
干尿素被直接从卸料仓送入混合罐,尿素在混合罐中被搅拌器搅拌,以确保尿素的完全溶解,然后用循环泵将溶液抽出来。
此过程不断重复,以维持尿素溶液存储罐的液位。
从存储罐里出来的溶液经过滤,然后进入水解槽。
在水解槽中,尿素溶液首先通过蒸汽预热器加热到反应温度,然后与水反应生成氨和二氧化碳,反应式如下:
NH2CONH2+H2O→2NH3+CO2
尿素制氨法安全无害,但系统复杂、设备占地大、初投资大,尿素的存储还存在潮解问题。
2氨水制氨法
通常将25%的氨水溶液（20%～30%）置于存储罐中,然后通过加热装置使其蒸发,形成氨气和水蒸汽。
可以采用接触式蒸发器或者喷淋式蒸发器。
氨水法较纯氨更为安全,但其运输体积大,运输成本较纯氨高。
3纯氨法
液氨由槽车运送到液氨贮槽,液氨贮槽输出的液氨在氨气蒸发器内经40℃左右的温水蒸发为氨气,并将氨气加热至常温后,送到氨气缓冲槽备用。
缓冲槽的氨气经调压阀减压后,送入各机组的氨气P空气混合器中,与来自送风机的空气充分混合后,通过喷氨格栅之喷嘴喷入烟气中,与烟气混合后进入SCR催化反应器。
纯氨属于易燃易爆物品,必须有严格的安全保障和防火措施,其运输、存储涉及到国家和当地的法规及劳动卫生标准。
综上所述,使用尿素制氨的方法最安全,但投资、运行总费用最高;纯氨的运行、投资费用最低,但安全性要求较高。
氨水介于两者之间。
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燃煤电厂使用SCR时注意问题
更新时间：
2009-09-2110:
52 来源：
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1 在某些情况下,SCR系统会产生NH4HSO4和（NH4）2SO4,可能引起空气预热器粘污、堵塞。
因此空气预热器设计时应选择合理的材料和内部构造,可采用高压水冲灰系统或者蒸汽吹灰系统。
2 电厂采用SCR后,烟道阻力增加,通常增加1000-1500Pa,因此应增大引风机出力,因而会引起后部烟道和静电除尘器等负压变大,应加强这些部位强度。
3 在锅炉BMCR工况下,省煤器出口烟气流速通常为10mPs,省煤器灰斗除灰占总灰量的5%,而SCR反应器内烟气流速约为（4～6）mPs,势必形成一定的积灰。
为保证SCR内催化剂的催化效果,在SCR内配置的吹灰器将会把积灰吹入空预器。
因此,在保留省煤器灰斗的基础上,应考虑在SCR后布置灰斗。
同时逃逸的氨（氨的逃逸率一般控制在3μLPL以下）在230℃时与SO3产生化学反应形成NH4HSO4,而NH4HSO4具有粘性,在空预器内会形成堵灰和腐蚀,SCR灰斗的设置可以减少进入空预器内的灰量,对空预器的安全运行有利。
4 锅炉在低负荷时NOx浓度相应较低,SCR装置在低负荷时可以停止喷氨,仅作烟气通道使用。
但当锅炉运行周期较长,需要在线检修SCR装置时,可设置SCR旁路（从SCR入口到SCR出口）,又可以在锅炉低负荷时减少SCR催化剂的损耗,但存在旁路挡板密封问题和积灰问题。
是否设置SCR旁路,主要依据锅炉冷起动的次数,若每年5～8次,则无需旁路,否则,推荐设置旁路。
燃煤电厂SCR烟气脱硝催化剂
更新时间：
2009-09-2110:
48 来源：
作者:
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SCR技术的关键是选择优良的催化剂,催化剂分为贵金属催化剂、金属氧化物催化剂和分子筛催化剂,金属氧化物应用最为广泛,其中V2O5的活性好、表面呈酸性,容易将碱性的氨捕捉到催化剂表面进行反应,其特定的氧化优势利于将氨和NOx转化为氨水和水,并且工作温度较低（350-450℃）,能在富氧环境下工作,抗中毒能力较强,可负载于Al2O3、SiO2等氧化物上,现电厂所用的V2O5催化剂大都是负载在锐钛矿晶型二氧化钛上的钒氧化物,辅以钨与钼为助催化剂,一般做成蜂窝形状或敷于陶瓷的介质上
燃煤电厂SCR烟气脱硝过程机理
更新时间：
2009-09-2110:
38 来源：
中国电力教育 作者:
杨冬,徐鸿,刘学亭 阅读：
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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NO的还原为N2,同时生成水。
催化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,其反应可表示如下:
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
（1）
NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O
（2）
6NO2+8NH3→7N2+12H2O（3）
其中第一个反应是最主要的,因为烟气中NOx几乎是以NO的形式存在,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,反应温度可以降低,并且可以扩展到适合电厂实际使用的290-430℃范围。
在反应条件改变时,还可能发生以下反应:
4NH3+3O2→2N2+6H2O+1267.1kJ（4）
2NH3→N2+3H2-91.9kJ（5）
4NH3+5O2→4NO+6H2O+907.3kJ（6）
发生NH3分解的反应和NH3氧化为NO的反应都在350℃以上才进行,450℃以上才剧烈起来。
在一般的选择性催化还原工艺中,反应温度常控制在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,在SCR系统里也会产生如下的不利反应:
SO2+1/2O2→SO3（7）
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4（8）
2NH3+SO3+H2O→（NH4）2HSO4（9）
SO3+H2O→H2SO4（10）
反应中形成的NH4HSO4和（NH4）2SO4很容易对空气预热器进行粘污,对空气预热器影响很大。
NH3和NOx在催化剂上的反应是遵循Eley-Rideal机理,即NH3选择吸附在催化剂表面上的酸性中心位（B酸及L酸）并得到活化,气相中的NO分子与其反应,并消耗催化剂表面活性氧而生成N2和H2O,气相中的氧通过催化剂内传递而更新表面氧从而完成催化循环。
NH3和NOx在催化剂上的反应主要过程为:
①NH3通过气相扩散到催化剂表面;
②NH3由外表面向催化剂孔内扩散;
③NH3吸附在活性中心上;
④NOx从气相扩散到吸附态NH3表面;
⑤NH3与NOx反应生成N2和H2O;
⑥N2和H2O通过微孔扩散到催化剂表面;
⑦N2和H2O扩散到气相主体。
反应式
（1）
（2）主要是在催化剂表面进行的,催化剂的外表面积和微孔特性很大程度上决定了催化剂反应活性,上述1-7个步骤中,速度最慢的为控制步骤。
SNCR烟气脱硝技术工艺流程示意图
时间:
2013-03-1820:
48来源:
环保网
选择性催化还原脱除NOx的运行成本主要受催化剂寿命的影响,因此提出一种不需要催化剂的选择性还原,这就是选择性非催化还原技术。
该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应,不用催化剂,因此必须在高温区加入还原剂。
还原剂喷入炉膛温度为900～1100℃的区域,该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2,该方法是以炉膛为反应器。
研究发现,在炉膛900～1100℃这一狭窄的温度范围内,在无催化剂作用下,NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx,基本上不与烟气中的O2作用,据此发展了SNCR法。
在900～1100℃的范围内,NH3或尿素还原NOx的主要反应如下。
NH3为还原剂:
4NH3+4NO+O24N2+6H2O
尿素为还原剂:
2NO+CO（NH2）2+12O22N2+CO2+2H2O
当温度高于1100℃时,NH3则会被氧化为NO,即:
4NH3+5O24NO+6H2O
不同还原剂有不同的反应温度范围,此温度范围称为温度窗。
NH3的反应最佳温度区为900～1100℃。
当反应温度过高时,由于氨的分解会使NOx还原率降低;另一方面,反应温度过低时,氨的逃逸增加,也会使NOx还原率降低。
NH3是高挥发性的有毒物质,氨的逃逸会造成新的环境污染。
引起SNCR系统氨逃逸的原因有2种,一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应;另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。
还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位,因为NOx的分布在炉膛对流断面上是经常变化的,如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨分布不均匀,则会出现分布较高的氨逃逸量。
在较大的燃煤锅炉中,还原剂的均匀分布则更困难,因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。
为保证脱硝反应能充分地进行,以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果,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（NH4）2SO4,容易造成空气预热器堵塞,并有腐蚀的危险。
SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般不高,受锅炉结构尺寸影响很大,多用作低NOx燃烧技术的补充处理手段。
采用SNCR技术,目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂。
值得注意的是,近年的研究表明,用尿素作为还原剂时,NOx会转化为N2O,N2O会破坏大气平流层中的臭氧,除此之外,N2O还被认为会产生温室效应,因此产生N2O问题已引起人们的重视。
SNCR技术的工业应用是20世纪70年代中期在日本的一些燃油、燃气电厂开始的,欧盟国家于20世纪80年代末在一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。
美国的SNCR技术在燃煤电厂的工业应用是在20世纪90年代初开始的,目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在5GW以上。
图为一个典型的SNCR工艺流程图,它由还原储槽、多层还原剂喷入装置和与之相匹配的控制仪表等组成。
SNCR系统烟气脱硝过程是由下面4个基本过程完成:
接收和储存还原剂;还原剂的计量输出、与水混合稀释;在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂;还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
∙上一篇：
SCR脱硝过程副反应
∙下一篇：
SCR系统组成
SCR脱硝过程副反应
时间:
2013-03-1820:
46来源:
环保网
有3类不希望发生的副反应影响SCR系统的性能和运行,包括氨的氧化、二氧化硫氧化及铵盐（硫酸氢铵和硫酸铵）的形成。
氨的氧化将一部分氨转化为其他氮化合物。
不希望发生氨的氧化,有以下几个方面原因:
首先,为达到给定的NOx脱除率,需要的氨供给率将增加,需要添加额外的还原剂以替换被氧化的氨;第二,氨的氧化减少了催化剂内表面吸附的氨,影响NOx脱除,导致催化剂体积不足;此外,由于氨不是被氧化就是与NOx反应或者作为氨逃逸从反应器中排出,因此氨的氧化使SCR工艺过程的物料平衡变得复杂。
因此,SCR烟气脱硝系统需要安装氨逃逸的测量仪器。
影响氨氧化反应的因素有:
催化剂成分、烟气组分、氨的浓度、反应器温度等。
一般认为在钒作催化剂时,当温度超过400℃时,氨的氧化对脱硝过程才有显著影响。
由于SCR催化剂的氧化特性,在燃用含硫煤的锅炉中也会将SO2氧化为SO3。
SO2氧化率受SO2浓度、反应器温度、催化剂质量、催化剂的结构设计及配方的影响。
SO3的产生率正比于烟气中SO2的浓度。
增加反应温度也会加快SO2的氧化,当温度超过371℃时,氧化率将迅速增加。
SO2氧化率也与反应器中催化剂的体积成正比。
为获得高的NOx脱除效率和低的氨逃逸而设计的反应器SO3的产生率也会更高。
催化剂设计及配方技术（包括控制微孔尺寸、催化剂壁厚和采用化学氧化抑制剂）能被用来针对特定的应用条件改变SO2氧化特性。
例如:
SO2氧化遍及催化剂活性组分内,而NOx还原发生在靠近催化剂表面处,因此,采用薄壁或非催化性基体的催化剂将产生较少的SO3。
但是,即使采用催化剂的优化设计,也不可能完全消除SO2氧化,烟气中总会有一小部分SO2被氧化为SO3。
SO3与催化剂组分及烟气组分反应,形成固体颗粒,沉积在催化剂表面或内部,缩短催化剂的寿命。
同时SCR反应器产生的SO3增加了烟气中SO3的浓度。
约在320℃以下,SO3和逃逸的氨反应,形成硫酸氢铵和硫酸铵:
NH3+SO3+H2O-----NH4HSO4
2NH3+SO3+H2O-----（NH4）2SO4
这些物质从烟气中凝结并沉积,可以使催化剂失活,造成SCR系统的下游设备沾污和腐蚀,增加空气预热器的压降并降低其传热性能,使飞灰及脱硫装置副产物不适合于特定的用途。
若要降低上述影响,必须将氨逃逸维持在低水平,控制燃用含硫燃料的锅炉SCR装置的SO2氧化率。
铵盐沉积开始的温度是氨和SO3浓度的函数。
为了避免催化剂沾污,在满负荷条件下,SCR系统运行温度应该维持在320℃以上。
∙上一篇：
SCR脱硝反应过程
SCR脱硝反应过程
时间:
2013-03-1820:
39来源:
环保网
SCR系统是通过在催化剂上游的烟气中喷入氨或其他合适的还原剂,利用催化剂将烟气中的NOx转化为氮气和水。
在通常的设计中,使用液态无水氨或氨的水溶液。
无论以何种形式使用,首先使氨蒸发,然后与稀释空气或烟气混合,最后通过分配格栅喷入到SCR反应器上游的烟气中。
在SCR反应器内,NO通过以下反应被还原:
4NO+4NH3+O24N2+6H2O
6NO+4NH35N2+6H2O
当烟气中有氧气时,反应第一式优先进行,因此,氨消耗量与NO还原量有一对一的关系。
在锅炉的烟气中,NO2一般约占总的NOx体积分数的5%,NO2参与的反应如下:
2NO2+4NH3+O23N2+6H2O
6NO2+8NH37N2+12H2O
上面2个反应表明还原NO2比还原NO需要更多的氨。
在绝大多数锅炉的烟气中,NO2体积分数仅占NOx总量的一小部分,因此NO2的影响并不显著。
还原剂供给系统氨的流量与SCR反应器入口烟气中的NOx流量的摩尔比为化学计量比,比例通常为0.8～1.2。
SCR系统NOx脱除效率通常很高,添加到烟气中的氨几乎完全和NOx反应。
然而,有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。
一般来说,对于新的催化剂,氨逃逸很低,根据煤的含硫量决定。
但是,随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖、堵塞,氨逃逸就会增加。
为了维持需要的NOx脱除率,就必须增加反应器中NH3与NOx的摩尔比。
当不能保证预先设定的NOx脱除率和（或）氨逃逸的性能标准时,就必须向反应器添加新的催化剂以恢复反应器性能。
SCR系统组成
时间:
2013-03-2020:
37来源:
环保网
典型的scR系统结构包括尿素水溶液储存、传输、喷射系统，压缩空气系统以及控制系统。
ScR系统主要部分及功能如下：
尿素箱：
尿素水溶液的储存容器。
因为尿素水溶液具有一定的腐蚀性，因此其储存和传输设备应该选用特殊的材料或者进行防腐蚀处理，来防止或减缓腐蚀。
尿素泵：
尿素泵是尿素水溶液传输的动力装置，它将尿素水溶液输送到计量设备中，并且维持一定的压力备用。
压缩空气系统：
尿素的喷射分为压缩空气辅助喷射和无压缩空气辅助喷射两种方式。
目前应用较多的是利用压缩空气辅助喷射，采用这种方式就需要用压缩空气系统。
其优点是雾化效果好，但是由于实用压缩空气系统导致系统复杂，成本高，而且输送管路中尿素
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