火电厂脱氮技术的应用及展望

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1、火电厂脱氮技术的应用及展望摘要：本文简要介绍了国内外火电厂脱氮技术的现状与最新进展，并以华能云南滇东第二发电厂#2机600MW烟气脱氮工程为例详细介绍了目前最成熟的SCR烟气脱氮工艺的系统构成，以及运行中的注意事项和脱氮投运后烟气NOx的减排量。关键词：火电厂、脱氮、SCR、减排0、前言：目前，氮氧化物已逐渐成为第一大酸性污染气体，由其引起的环境问题以及对人体健康的危害可以归纳为以下几个方面：其一，对人体的致毒作用，尤其是二氧化氮，可以引起支气管和肺气肿等呼吸系统疾病；其二，对植物具有损害作用；其三是形成酸雨、酸雾的主要污染物；其四是与碳氢化合物共同作用可形成光化学烟雾；最后是参

2、与臭氧层的破坏。氮氧化物的排放又多集中在火电厂。随着环保要求的日益严格，控制和治理氮氧化物(NOx)污染迫在眉睫，国内外的电力环保企业纷纷涉足其中。目前，国内外已研究开发了各种各样的烟气脱硝工艺，并取得了一定成果。1、火电厂脱氮技术简介目前，国内外已研究开发了各种各样的火电厂脱氮技术工艺，其大致可以分为燃烧前煤粉脱氮、燃烧中控制NOx的生成、燃烧后烟气脱氮。1.1燃烧前煤粉脱氮目前燃烧前煤粉加氢脱氮再洗选工艺因成本高，还未普遍应用于工业脱氮中。1.2燃烧中脱氮燃烧中控制氮氧化物(NOx)的生成，国内外进行了研究开发了多种控制技术。如1、低温燃烧2、低氧燃烧3、FBC燃烧技术4、采

3、用低NOx燃烧器5、煤粉浓淡分离6、烟气再循环技术。1.3燃烧后烟气脱氮燃烧后烟气进行处理，除去烟气的氮氧化物(NOx)，是目前火电厂烟气脱氮中研究的最多的。又可以分为湿法烟气脱氮、干法烟气脱氮。1.3.1湿法烟气脱氮包括：酸吸收法、碱吸收法、氧化吸收法、络盐吸收法等；湿法烟气脱硝是利用液体吸收剂将氮氧化物(NOx)溶解的原理来净化燃煤烟气，其最大的障碍是NO很难溶于水，往往要求将NO首先氧化为NO2，然后NO2被水或碱性溶液吸收，实现烟气脱硝。湿法脱硝技术优点是脱硝效率较高。因吸收剂种类较多，来源广泛，适应性强，能以硝酸盐等形式回收NOx，可达到综合利用的目的。但其技术比较复杂

4、，设备容量大不易建造，成本较高，而且易造成溶液的二次污染，目前工业上应用的并不多见。1.3.2干法烟气脱氮，其中SCR法最成熟选择性催化还原法(SCR)、非选择性催化还原法(SNCR)、吸附法、微生物来处理含氮氧化物废气等。1．选择性催化还原法（SCR）选择性催化还原法（SCR）在含氧气氛下，还原剂优先与废气中NO反应的催化过程称为选择性催化还原。以NH3作还原剂,V2O5-TiO2为催化剂来消除固定源(如火力发电厂)排放的NO的工艺已比较成熟。也是目前唯一能在氧化气氛下脱除NO的实用方法。1979年，世界上第一个工业规模的脱NOx装置在日本的Kudamatsu电厂投入运行，19

5、90年在发达国家得到广泛应用，在理想状态下，此法NO脱除率可达90％以上，但实际上由于NH3量的控制误差而造成的二次污染等原因，使得通常的脱除率仅达65％～80％。性能的好坏取决于催化剂的活性、用量以及NH3与废气中的NOx的比率。NH3-SCR消除NO的方法已实现工业化，且具有反应温度较低(573～753K)、催化剂不含贵金属、寿命长等优点。但也存在明显的缺点：(1)由于使用了腐蚀性很强的NH3或氨水，对管路设备的要求高，造价昂贵（投资费用80美元/kW)；(2)由于NH3的加入量控制会出现误差，容易造成二次污染；(3)易泄漏，操作及存储困难，且易于形成(NH-4)2SO4。造

6、成的二次污染2非选择性催化还原法非催化选择性还原法（SNCR法）该法原理同SCR法，由于没有催化剂，反应所需温度较高（900～1200℃），因此需控制好反应温度，以免氨被氧化成氮氧化物。该法净化率为50％。该法特点是不需催化剂，旧设备改造少，投资较SCR法小（投资费用15美元／kW）。但氨液消耗量较SCR法多。日本的松岛火电厂的l～4号燃油锅炉、四日市火电厂的两台锅炉、知多火电厂350MW的2号机组和横须贺火电厂350MW的2号机组都采用了SNCR方法。但是，目前大部分锅炉都不采用SNCR方法，主要原因如下：（l）效率不高（燃油锅炉的NOx排放量仅降低30％～50％）；（2）增加

7、反应剂和运载介质（空气）的消耗量；（3）氨的泄漏量大，不仅污染大气，而且在燃烧含硫燃料时，由于有硫酸氢铵形成，会使空气预热器堵塞。SNCR是一项成熟的技术。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他燃烧装置。SNCR工艺就是把含有氨基的还原剂喷入到锅炉炉膛中900～1100℃的区域内，该还原剂快速热解成NH3，并和烟气中的NOx进行还原反应，把NOx还原成N2和H2O。非选择性催化还原法受温度、NH