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【摘 要】 我国是世界上煤碳消费大国，其中用于电厂发电的煤碳大概能占到煤碳产量的一半左右，燃煤发电技术相对比较落后，能源利用率低，同时因煤碳燃烧而造成的环境污染问题也日益严重。因此，加强对脱硝技术的研究，做好清洁煤技术的推广是我国燃煤电厂亟待解决的问题。
【关键词】 燃煤;烟气脱硝;电厂;原理
据相关技术研究，中国煤燃烧所释放的NOx占全国总排放量的67%。2000年我国火电氮氧化物的排放量为469万吨，约占全国NOx排放总量的21%，从近十年的排放量数据，专家预测，到2020年，火电氮氧化物排放将达到1000万吨以上，可见氮氧化物排放控制是中国环境污染治理的重点。我国燃煤电厂脱硝技术应用比较落后，国家虽然也制定了NOx的排放标准，但脱氮技术与国外差距较大，烟气污染的治理及研究工作还处于单独脱硫、脱氮、除尘的阶段。
1 烟气脱硝技术简介
燃煤电厂常用的脱硝技术有两种，炉内脱硝和烟气脱硝。炉内脱硝是指燃烧过程中抑制NOx生成，即低NOx燃烧技术，属燃烧中控制技术;烟气脱硝是指对燃烧生成后的NOx进行脱除，属燃烧后控制技术。电厂脱硝前期的脱硝技术以低NOx燃烧技术开发为主，由于中国燃用煤种多、范围广，致使这些技术在应用中遇到了一些困难，但此技术投资小，能够降低NOx排放值的30%～50%，因此要进一步降低NOx的排放，必须采用烟气脱硝技术。目前火电厂较成熟的烟气脱硝技术主要有：选择性催化剂还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）、电子束照射法和同时脱硫脱硝法，目前世界上有80%以上的烟气脱硝装置采用SCR法脱硝技术，选择性催化脱销具有脱硝效率高，设备运行可靠，便于维护和操作等优点。因此本文重点介绍选择性催化剂还原法（SCR）。
2 SCR法脱硝技术原理
SCR法脱硝技术又称干法烟气脱硝，其工艺采用选择性催化还原方法。在装有催化剂的反应器里与还原剂（主要使用原料为氨）反应实现脱出氮氧化合物，其原理是在催化剂（使用钛和铁氧化物类催化剂）的作用下，向温度为300～420℃的烟气中喷入氨，将NOx还原成无污染的N2和H2O
SCR法脱硝反应方程式：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（1）
2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O（2）
NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O（3）
反应式中（1）和式（3）是主要的反应过程，因为烟气中90%以上的NOx是以NO形式存在的。在反应过程中，由于NH3可以选择性的和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，因此反应被称为具有“选择性”。
3 SCR脱硝系统简述
3.1 SCR法脱硝系统主要由以下几部分组成：
（1）催化剂反应室;（2）氨储运系统;（3）氨喷射系统;（4）相关的测试控制系统。
3.2 SCR法脱硝系统布置（见图1）。
3.3 SCR系统运行主要影响因素：
（1）烟气温度：对催化剂的影响;（2）烟气流速：对NH3与NOx混合程度的影响;（3）氧气浓度：控制在2%～3%;（4）水蒸汽浓度：增加会使催化剂的性能下降;（5）钝化影响：催化剂钝化失效;（6）氨逃逸：NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而降低;（7）SO3浓度。
烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的本质，因此烟气温度直接影响反应的进程;而烟气流速直接影响NH3与NOx的混合程度，需要设计合理的流速以保证NH3与NOx充沛混合使反应充分进行;同时反应需要氧气的参与，当氧浓度增加催化剂性能提高直抵达到渐近值，但氧浓度不能过高，一般控制在2%～3%;氨逃逸是影响SCR系统运行的另一个重要参数，实际消费中通常是多于实际量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值;另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降，催化剂钝化失效也有利于SCR系统的一般运行，必需加以有效控制。
4 SCR法脱硝流程简述
SCR法脱硝工艺流程是：液氨儲罐中的液氨（约1.6MPaG）通过压力调节阀压力减到0.2～0.6MPaG进入到氨蒸发器蒸发，经氨气缓冲罐后，控制一定的压力及流量与稀释空气在混合气中混合均匀，最后经氨铬栅喷入烟道，在SCR反应器内进行脱硝反应。0.2～0.6MPaG的液氨进入氨蒸发器内的蒸发管道受热蒸发到40℃，加热源为蒸发器内的蒸汽管道（350℃、1.29MPaG的辅助蒸汽），蒸发器的壳程充装约140kg的纯甲醇，这样可以确保液氨蒸发过程中不引起凝结水冻结堵塞氨蒸发器。甲醇正常操作压力0.1MPaG，避免甲醇急速受热，给定0.8MPaG联锁报警，此时关闭蒸发器进口控制阀门，该阀门与氨气出口温度联锁控制，调节辅助蒸汽进量，保证氨气出口温度40℃左右。
氨气系统紧急排放的氨气，排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。废水池设有液位报警联锁，控制废水泵的开停。
氨站和SCR反应器区均设置氨气泄漏监测器，侧得环境中氨气浓度过高，则报警并采取相应措施。根据SCR反应器的烟气流量和进出口烟气中的NOx含量计算出的氨气用量，由流量调节阀控制由氨站过来的氨气进入SCR反应器。
5 SCR法脱硝分类及特点
按照催化剂反应器安装在烟气除尘器之前或之后，可分为“高飞灰”脱硝（高尘布置）和“低飞灰”脱硝（低尘布置）。
5.1 SCR法脱硝高尘布置特点
（1）SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间;（2）优点是烟气温度高，满足了催化剂反应要求;（3）SCR系统的前期投资和后期运行成本低;（4）缺点是烟气中飞灰含量高，对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求更高。
5.2 SCR法脱硝低尘布置特点
（1）SCR布置在烟气脱硫系统和烟囱之间，烟气中的飞灰含量大幅降低;（2）为了满足温度要求，需要安装烟气加热系统;（3）系统复杂，运行费用高，一般选择高尘布置方式。
6 脱硝反应器
脱硝反应器SCR系统的核心装置，可分为水平气流布置及垂直气流布置，燃煤锅炉中，烟气中的含尘量高，一般采用垂直气流方式。（见图2）
图2
7 催化剂的选择
影响脱硝效率一个重要的因素就是催化剂，催化剂可分为：（1）蜂窝式，即把把载体和活性成分混合物整体挤压成型;（2）波纹状：外形如起伏的波纹，从而形成小孔;先制作玻璃纤维加固的TiO2基板，再把基板放到催化活性溶液中浸泡，以使活性成分能均匀地吸附在基板上;（3）平板式：以不锈钢金属网格为基材，负载上含有活性成份的载体压制而成;各种催化剂活性成分均为WO3和V2O5（见表1）。
表1 板式和蜂窝式催化剂特性比较
催化剂选型设计需要考虑以下因素：
（1）要求的脱硝效率;（2）反应器出口烟气中未反应氨气（氨逃逸的最大容许量）;（3）为避免后续设备不受硫酸氨影响系统可接受的最大SO2/SO3氧化率;（4）催化剂理想寿命和基于烟气中灰量和其它成分得出的催化剂预期失活速率。
8 结语
目前，我国的烟气脱硝技术研究相对还比较落后，随着国家对NOx排放控制标准越来越严格，人们对环境污染问题越来越重视，烟气脱硝技术将会有更加广阔的发展前景。
参考文献：
[1]倪宏宁，刘岗，郑莆燕.600MW超临界燃煤机组SCR烟气脱硝工程实例[J].上海订立学院学报，2010，26（1）.
[2]王文选，肖志均，夏怀祥.火电厂脱硝技术综述[J].电力设备，2006，7（8）.
[3]杨冬，徐鸿.SCR烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用[J].电力环境保护，2007，23（1）.
[4]王方群，杜云贵，刘艺，王小敏.国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及建议[J].中国环保产业，2007（3）.
【关键词】 燃煤;烟气脱硝;电厂;原理
据相关技术研究，中国煤燃烧所释放的NOx占全国总排放量的67%。2000年我国火电氮氧化物的排放量为469万吨，约占全国NOx排放总量的21%，从近十年的排放量数据，专家预测，到2020年，火电氮氧化物排放将达到1000万吨以上，可见氮氧化物排放控制是中国环境污染治理的重点。我国燃煤电厂脱硝技术应用比较落后，国家虽然也制定了NOx的排放标准，但脱氮技术与国外差距较大，烟气污染的治理及研究工作还处于单独脱硫、脱氮、除尘的阶段。
1 烟气脱硝技术简介
燃煤电厂常用的脱硝技术有两种，炉内脱硝和烟气脱硝。炉内脱硝是指燃烧过程中抑制NOx生成，即低NOx燃烧技术，属燃烧中控制技术;烟气脱硝是指对燃烧生成后的NOx进行脱除，属燃烧后控制技术。电厂脱硝前期的脱硝技术以低NOx燃烧技术开发为主，由于中国燃用煤种多、范围广，致使这些技术在应用中遇到了一些困难，但此技术投资小，能够降低NOx排放值的30%～50%，因此要进一步降低NOx的排放，必须采用烟气脱硝技术。目前火电厂较成熟的烟气脱硝技术主要有：选择性催化剂还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）、电子束照射法和同时脱硫脱硝法，目前世界上有80%以上的烟气脱硝装置采用SCR法脱硝技术，选择性催化脱销具有脱硝效率高，设备运行可靠，便于维护和操作等优点。因此本文重点介绍选择性催化剂还原法（SCR）。
2 SCR法脱硝技术原理
SCR法脱硝技术又称干法烟气脱硝，其工艺采用选择性催化还原方法。在装有催化剂的反应器里与还原剂（主要使用原料为氨）反应实现脱出氮氧化合物，其原理是在催化剂（使用钛和铁氧化物类催化剂）的作用下，向温度为300～420℃的烟气中喷入氨，将NOx还原成无污染的N2和H2O
SCR法脱硝反应方程式：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（1）
2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O（2）
NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O（3）
反应式中（1）和式（3）是主要的反应过程，因为烟气中90%以上的NOx是以NO形式存在的。在反应过程中，由于NH3可以选择性的和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，因此反应被称为具有“选择性”。
3 SCR脱硝系统简述
3.1 SCR法脱硝系统主要由以下几部分组成：
（1）催化剂反应室;（2）氨储运系统;（3）氨喷射系统;（4）相关的测试控制系统。
3.2 SCR法脱硝系统布置（见图1）。
3.3 SCR系统运行主要影响因素：
（1）烟气温度：对催化剂的影响;（2）烟气流速：对NH3与NOx混合程度的影响;（3）氧气浓度：控制在2%～3%;（4）水蒸汽浓度：增加会使催化剂的性能下降;（5）钝化影响：催化剂钝化失效;（6）氨逃逸：NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而降低;（7）SO3浓度。
烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的本质，因此烟气温度直接影响反应的进程;而烟气流速直接影响NH3与NOx的混合程度，需要设计合理的流速以保证NH3与NOx充沛混合使反应充分进行;同时反应需要氧气的参与，当氧浓度增加催化剂性能提高直抵达到渐近值，但氧浓度不能过高，一般控制在2%～3%;氨逃逸是影响SCR系统运行的另一个重要参数，实际消费中通常是多于实际量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值;另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降，催化剂钝化失效也有利于SCR系统的一般运行，必需加以有效控制。
4 SCR法脱硝流程简述
SCR法脱硝工艺流程是：液氨儲罐中的液氨（约1.6MPaG）通过压力调节阀压力减到0.2～0.6MPaG进入到氨蒸发器蒸发，经氨气缓冲罐后，控制一定的压力及流量与稀释空气在混合气中混合均匀，最后经氨铬栅喷入烟道，在SCR反应器内进行脱硝反应。0.2～0.6MPaG的液氨进入氨蒸发器内的蒸发管道受热蒸发到40℃，加热源为蒸发器内的蒸汽管道（350℃、1.29MPaG的辅助蒸汽），蒸发器的壳程充装约140kg的纯甲醇，这样可以确保液氨蒸发过程中不引起凝结水冻结堵塞氨蒸发器。甲醇正常操作压力0.1MPaG，避免甲醇急速受热，给定0.8MPaG联锁报警，此时关闭蒸发器进口控制阀门，该阀门与氨气出口温度联锁控制，调节辅助蒸汽进量，保证氨气出口温度40℃左右。
氨气系统紧急排放的氨气，排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。废水池设有液位报警联锁，控制废水泵的开停。
氨站和SCR反应器区均设置氨气泄漏监测器，侧得环境中氨气浓度过高，则报警并采取相应措施。根据SCR反应器的烟气流量和进出口烟气中的NOx含量计算出的氨气用量，由流量调节阀控制由氨站过来的氨气进入SCR反应器。
5 SCR法脱硝分类及特点
按照催化剂反应器安装在烟气除尘器之前或之后，可分为“高飞灰”脱硝（高尘布置）和“低飞灰”脱硝（低尘布置）。
5.1 SCR法脱硝高尘布置特点
（1）SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间;（2）优点是烟气温度高，满足了催化剂反应要求;（3）SCR系统的前期投资和后期运行成本低;（4）缺点是烟气中飞灰含量高，对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求更高。
5.2 SCR法脱硝低尘布置特点
（1）SCR布置在烟气脱硫系统和烟囱之间，烟气中的飞灰含量大幅降低;（2）为了满足温度要求，需要安装烟气加热系统;（3）系统复杂，运行费用高，一般选择高尘布置方式。
6 脱硝反应器
脱硝反应器SCR系统的核心装置，可分为水平气流布置及垂直气流布置，燃煤锅炉中，烟气中的含尘量高，一般采用垂直气流方式。（见图2）
图2
7 催化剂的选择
影响脱硝效率一个重要的因素就是催化剂，催化剂可分为：（1）蜂窝式，即把把载体和活性成分混合物整体挤压成型;（2）波纹状：外形如起伏的波纹，从而形成小孔;先制作玻璃纤维加固的TiO2基板，再把基板放到催化活性溶液中浸泡，以使活性成分能均匀地吸附在基板上;（3）平板式：以不锈钢金属网格为基材，负载上含有活性成份的载体压制而成;各种催化剂活性成分均为WO3和V2O5（见表1）。
表1 板式和蜂窝式催化剂特性比较
催化剂选型设计需要考虑以下因素：
（1）要求的脱硝效率;（2）反应器出口烟气中未反应氨气（氨逃逸的最大容许量）;（3）为避免后续设备不受硫酸氨影响系统可接受的最大SO2/SO3氧化率;（4）催化剂理想寿命和基于烟气中灰量和其它成分得出的催化剂预期失活速率。
8 结语
目前，我国的烟气脱硝技术研究相对还比较落后，随着国家对NOx排放控制标准越来越严格，人们对环境污染问题越来越重视，烟气脱硝技术将会有更加广阔的发展前景。
参考文献：
[1]倪宏宁，刘岗，郑莆燕.600MW超临界燃煤机组SCR烟气脱硝工程实例[J].上海订立学院学报，2010，26（1）.
[2]王文选，肖志均，夏怀祥.火电厂脱硝技术综述[J].电力设备，2006，7（8）.
[3]杨冬，徐鸿.SCR烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用[J].电力环境保护，2007，23（1）.
[4]王方群，杜云贵，刘艺，王小敏.国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及建议[J].中国环保产业，2007（3）.