王鹏
山东电力建设第三工程有限公司 山东 青岛 266100
摘要：电厂生产中烟气脱硝装置是重要环保设备。燃料燃烧产生的NOx是造成大气污染的重要原因之一。因此根据相关环境法律法规的要求，如燃料燃烧后烟气中NOx不能达到排放标准，锅炉尾部需要加装脱硝装置来控制NOx的排放。本文介绍了几种主要的脱硝技术，分析了其优缺点和适用范围。
关键词：大气污染；脱硝；催化剂
1 氮氧化物造成的危害
大气中过量的氮氧化物增加了环境酸化程度，造成雾和酸雨等灾害，同时使土壤pH值发生变化，河流富营养化，植物和农作物不能正常生长，还会引起各种危害人类健康的呼吸系统疾病。氮氧化物与碳氢化合物行程光化学盐雾，造成二次污染。N2O会破坏臭氧层。
2 氮氧化物控制技术简介
脱硝技术就是利用物理和化学方法将燃煤锅炉所产生的氮氧化物还原，分解为氮气及其他物质进行排放，或者直接清除烟气中的含氮物质，避免氮氧化物的合成，从而降低大气污染物排放量。关于氮氧化物的控制方法多种多样，一般来说，这些方法可以分为燃烧前处理、燃烧中处理和燃烧后处理。
2.1 燃烧前处理
燃烧前处理是指在燃料使用之前就采取措施降低燃料中含氮量。主要有加氢脱硝、洗选等方法。目前，这种技术尚在研究阶段，因其处理工艺复杂、操作难度大、耗费成本高等缺陷，在还不能实现实际应用。
2.2 燃烧中处理
顾名思义，燃烧处理就是通过控制燃烧温度、降低燃烧区氧浓度等措施，在燃料燃烧过程中进行干预，达到减少烟气中氮氧化物的目的。此类处理的主要技术方法有使用低NOx燃烧器、空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再循环技术等。
2.3 燃烧后处理
燃烧后处理简而言之就是烟气的脱氮技术，又称为烟气脱硝或废气脱硝，是目前较为常用的脱硝技术，尤其以选择性催化还原SCR（Selective Catalytic Reduction）技术及选择性非催化还原SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）技术应用最为广泛。随着科技的发展，现在也出现液体吸收法、吸附法、微生物法、电子束脱硝等创新技术，有待大力推广。
3 我国脱硝技术应用的现状分析
2014年11月国家发改委、环保部和国家能源局颁布《煤电节能减排升级与改造行动计划》对燃煤机组提出新要求:NOx排放量要小于50mg/m3。火电机组NOx排放达到50mg/m3以下者可享受超低排放电价补贴。为了实现NOx的超低排放,火电厂现在大多通过锅炉升级改造、低氮燃烧器改造、SCR烟气脱硝系统改造、SNCR烟气脱硝工艺改造、锅炉配煤掺烧、优化运行调整等手段优化NOx排放指标。其中SCR烟气脱硝技术市场占比较高。
4 烟气脱硝技术在电厂中的应用
选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）、SCR/SNCR联合技术是电厂生产活动中主要的烟气脱硝技术。下面主要对比分析三种技术的发展和特点，以便在实际应用中做出更合理的选择。
4.1 选择性催化还原（SCR）
SCR工艺是大规模投入商业应用的脱硝工艺。大多数情况下，它能满足最严厉环保排放要求，NOX脱除率达到90%以上，是目前我国燃煤电厂控制NOX污染的主要手段之一
SCR脱硝系统最早应用在20世纪70年代晚期日本的工业锅炉机组和电站机组中。
我国SCR技术研究始于20世纪90年代。最早在1995年台湾台中电厂5-8号的4台550MW机组就安装了SCR脱硝装置，大陆第一批脱硝装置是福建后石电厂的1-6号的6台600MW机组 SCR脱硝装置，自1999年起陆续投运。
SCR技术是在金属催化剂的作用下，以NH3为还原剂，将NOX还原成N2和H2O。相对于H2、CO、CH4等还原剂，NH3与NOX反应时，不会与烟气中的O2单独进行反应，所以称这种方法为“选择性”。催化剂一般以TiO2为载体，以V2O5-WO3或V2O5-MoO3为活性成分。另外SCR催化剂根据适用温度的不同可分为高温催化剂（345℃-590℃）、中温催化剂（260℃-380℃）和低温催化剂（80℃-300℃），应根据催化剂安装位置烟温的不同选择合适的催化剂。目前国内外SCR系统主要采用高温催化剂，反应温度区间为315℃-420℃。
其主要反应方程式为：
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O
电厂运行时为保证SCR烟气脱硝系统的正常运行和脱硝化学反应的正常进行，需要调节的任务有：
1）使氨气缓冲罐氨气压力保持恒定；
2）使液氨蒸发器内水温保持恒定；
3）使NH3/NOX摩尔比恒定，保证机组脱硝效率；
SCR技术的优点：NOX脱除效率高；技术成熟；运行可靠；易于操作；便于维护。
SCR技术的缺点：运行时催化剂需要定期更换，故运行成本高；设备投资大；添加催化剂后，在有氧条件下，烟气中的SO3生成量会增加，并与过量的NH3生成NH4HSO4。NH4HSO4具有腐蚀性和粘性，会导致尾部烟道设备损坏；运行难度增大；有催化剂中毒风险。
4.2 选择性非催化还原（SNCR）
相比选择性催化还原脱硝而言，选择性非催化还原脱硝更为经济。该技术是将NH3或尿素等还原剂直接喷入炉内与NOX进行选择性反应。由于不使用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂的喷入区炉膛温度为850-1100℃。
SNCR技术也是已投入商业运行的成熟烟气脱硝技术。20世纪70年代，SNCR技术首先在日本投入商业应用，欧盟国家从80现代末开始在燃煤电厂施行SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术在燃煤电厂的工业应用则是在90年代初开始。SNCR的NOX脱除率只有30%-60%，一般会与低NOX燃烧技术/SNCR或SNCR/SCR联合使用。
SNCR技术的优点：装置结构简单；占地面积小；建设周期短；投资少；适合中小型电厂改造项目。
SNCR技术的缺点：脱硝效率中等，不适合大规模减少NOX的项目；需要严格控制喷氨区的温度；NH3逃逸高。
4.3 SNCR/SCR混合脱硝技术
S NCR/SCR混合脱硝技术在20世纪90年代后期研发成功，这种技术是将SNCR工艺中喷入液态氨的相对位置提前，在SNCR脱硝的过程中，一部分未反应的氨水溶液会进入SCR脱硝工艺，为其提供部分还原剂。 并且当烟气从SNCR系统流动到SCR系统时，液态氨分布已非常均匀了，从而使SCR系统中的催化剂达到更高的利用率，脱硝效果也可达到更好。这样做到物尽其用，可降低成本，提高效益。SNCR/SCR混合脱硝技术可以把SNCR的低费用特点和SCR技术高效率及低氨逃逸率特点有效的结合。SNCR/SCR混合技术可以达到40%-80%的脱硝效率，氨的逃逸小于5-10ppm。
5 结语
随着近年来中国环境保护要求越来越高，越来越多的电厂安装了脱硝装置。通过对三种主流脱硝技术的简单分析，每种技术在诸多因素的影响下各有优缺点。电厂脱硝技术的选择需从经济、技术、排放要求等方面综合考虑。合理的脱硝技术优化对脱硝成本控制和电力工程建设起着至关重要的作用。