烟气脱硝技术.pdf

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1、SCR烟气脱硝技术选择性催化还原法烟气脱硝技术（SelectiveCatalyticReduction，SCR）是指在一定温度和催化剂的作用下，“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O。还原剂可以是碳氢化物（如甲烷、丙烯）、NH3、尿素等。工业应用的主要是氨水（25%）、液氨，其次是尿素。SCR反应原理首先由ENGELHARD公司发现并于1957年申请专利，后来日本成功研制出了现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂，并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用。1975年日本Shimoneski电厂建立了第一个SCR系

2、统的示范工程，日本大约有170套装置，接近100GW容量。在欧洲有大约120多套SCR装置。我国明确规定自2004年1月1日开始执行新的《火电厂污染物排放标准》GB13223-2003，强化NOx排放控制，以后建设的火力发电锅炉必须预留烟气脱硝装置空间。新建电厂应严格按照环保“三同时”原则，进行脱硝建设，3排放不得超过250mg/Nm。SCR烟气脱硝技术目前成为世界上应用最多、最成熟并且最有效的一种烟气脱硝技术。SCR技术对锅炉烟气NOx控制效果十分显著，占地面积小，技术成熟，容易操作，可作为我国燃煤电厂控制NOx污染的主要手段之一。但SCR技术消耗NH3和催化剂

3、，目前我们使用的催化剂大多还是依赖国外产品，因此催化剂的费用通常占到SCR系统初始投资的一半左右，其运行成本很大程度上受催化剂寿命影响，因此存在运行费用高、设备投资大的缺点。烟气脱硝采用的主要手段是干法，其原因是NOx与SO3相比，缺乏化学活性，难以被水溶液溶解吸收；而NOx经还原后成为无毒的N2和H2O，脱硝的副产物容易处理。SCR和SNCR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，该方法技术成熟、脱硝率高、几乎无二次污染。活性炭具有发达的微孔结构和较大的比表

4、面积，对烟气中的NOX和SO2有比较强的吸附能力。活性炭吸附法不仅能脱硝还能同时脱硫。该工艺SO2的脱除反应优于NOX的脱除反应。在含有高浓度SO2的烟气中，活性炭进行的是SO2脱除反应。在SO2浓度觉低的烟气中，NOX脱除反应占主导地位，脱除率高。活性炭工艺在长期连续和稳定运行下，可达到98%以上的SO2脱除率和80%以上的NOX脱除率。几种主要脱硝工艺比较第1页共35页脱硝工艺适用性和特点优缺点脱效率投资适合排气量大，二次污染小，净化效率高，技术SCR成熟；设备投资高，关键技术难80-90%较高连续排放源。度大。适合排气量大，不用催化剂，设备和运行费用少；SN

5、CRNH3用量大，二次污染，难以保30-60%较低连续排放源。证反应温度和停留时间。工艺设备简单、投资少，收效显处理烟气量很著，有些方法能回收NOX；效率液体吸收法效率低较低小情况下可取低，副产物不易处理，目前的方法不适用处理燃煤电厂烟气。工艺设备简单、能耗及处理费用低、效率高、无二次污染；微生微生物法适用范围较大80%低物环境条件难以控制，仍处于研究阶段。同时脱硫脱硝，回收NOX和SO2，运行费用低，吸收剂用量多，设活性炭吸附法排气量不大80-90%高备庞大，一次脱硫脱硝效率低，再生频繁。同时脱硫脱硝，无二次污染。运电子束法适用范围较大行费用高，关键设备技术含量

6、高，85%高不易掌握。一、SCR反应原理以氨为还原剂的SCR反应如下：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O第一个反应是主要的，因为烟气中几乎95%的NOx以NO的形式存在。在没有催化剂的情况下，上述化学反应只在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，即选择性非催化还原（SNCR）。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。最常用的金属催化剂含有氧化矾、氧化钛、氧化钼、氧化钨等。在反应条件改变时，还可能发生以下副反应。4NH3+3O2→2N2+6H2O+1267.1J2N

7、H3→N2+3H2-91.9J4NH3+5O2→4NO+6H2O+907.3J发生氨分解的反应和氨氧化为NO的反应都在350℃以上才能进行，450℃以上开始激烈。反应温度在300℃以下时仅有氨氧化为N2的副反应可能发生。第2页共35页二、V2O5/TiO2催化反应机理目前工业中应用最多的SCR催化剂大多以TiO2为载体，以V2O5或V2O5-WO3V2O5-MO3为活性成分。其中TiO2具有较高的活性和抗SO2性能；V2O5是最重要的活性成分，具有较高的脱硝效率，但同时也促进SO2向SO3的转化；另一种活性材料WO3的添加，有助于抑制的转化，其他的活性材料还有Mo

8、、Cr等，