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）2SO4
NH3+SO3+H2O=NH4HSO4
2.2 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
