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火电厂烟气脱硝技术介绍 据统计,我国大气污染物中NOx 60 %来自于煤的燃烧, 其中, 火电厂发电用煤又占了全国燃煤的70%。2000 年我国火电厂氮氧化物排放量控制在500万t 左右,按照目前的排放控制水平,到2020 年,氮氧化物排放量将达到1 000 万t 以上。 面对严峻的环保形势,我国于1991 年制定了第一部《火电厂污染物排放标准》,在此后的12 年间,历经两次修订(1996 版和2003 版) ,排放标准日益严格。2004 年,国家允许的氮氧化物最高排放浓度(标准状态,下文称为标) 为450 mg/ m3 (V daf 20 %) 。此排放限值已接近于目前炉内低氮燃烧技术所能达到的最高水平,若要进一步降低NOx 的排放浓度,只有安装烟气脱硝系统。 1 　脱硝技术概况 1.1 NOx 的形成机理 NOx 是NO 和NO2 的统称,燃煤电厂烟气中的NOx 主要是煤燃烧产生的。通常,燃烧生成的NOx 由超过90 %的NO 和小于10 %的NO2 组成。依据氮氧化物生成机理,可分为热力型、燃料型和快速型NOx 3类,其中快速型NOx 生成量很少,可以忽略不计。 热力型NOx 是指当炉膛温度在1 350 ℃以上时,空气中的氮气在高温下被氧化生成NOx ,当温度足够高时,热力型NOx 可达20 %。 燃料型NOx 指的是燃料中的有机氮化物在燃烧过程中生成的NOx ,其生成量主要取决于空气燃料的混合比。燃料型NOx 约占NOx 总生成量的75%～90%。 1.2 低NOx 燃烧技术 对应NOx 的两种主要生成机理,炉内脱硝技术主要从两方面入手降低NOx 生成:(1) 降低炉内燃烧温度以减少热力型NOx 生成; (2) 营造煤粉着火区域的还原性气氛以减少燃料型NOx 生成。在具体的应用上,往往是两种技术的综合,既降低燃烧温度,又降低着火区域的氧气浓度。低NOx 燃烧技术主要包括低氧燃烧、分级燃烧、烟气再循环、采用低NOx 燃烧器等。通过采用炉内低NOx 燃烧技术,能将NOx 排放浓度降低30 %～60 %左右。各种炉内低NOx 燃烧技术均涉及炉膛燃烧的安全问题或效率问题,故低NOx燃烧技术存在局限性,其可降低NOx 排放浓度(标) 至400 mg/ m3 左右。 1.3 烟气脱硝工艺 由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx 的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低NOx 的排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3 类。其中干法包括选择性非催化还原法( SNCR) 、选择性催化还原法(SCR) 、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等。 在众多脱硝方法当中,SCR 脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点,在日本和欧美得到了广泛的商业应用。 2 　SCR 工艺 SCR 技术是在上世纪70 年代末和80 年代初首先由日本发展起来的,其后迅速在欧洲国家和美国得以推广,其反应方程式如下: 　SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂N H3 ,将NOx 还原为氮气。由于此还原反应对温度较为敏感,故需加入催化剂,以满足反应的温度要求,增强反应活性。 2.1 SCR 系统布置 依据SCR 脱硝反应器相对于电除尘的安装位置,可将SCR 分为高含尘和低含尘两类(图1 、图2) 。 采用高含尘工艺时,SCR 反应器布置在省煤器和空气预热器(空预器) 之间。其优点是烟气温度高,满足了催化剂活性要求;缺点是烟气中的飞灰含量高,对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求较高。对于低含尘工艺,SCR 布置在烟气脱硫系统( FGD) 之后、烟囱之前。此时虽然烟气中的飞灰含量大幅减少,但为了满足催化剂活性对反应温度的要求,需要安装蒸汽加热器和烟气换热器( GGH) ,系统复杂,投资增加,故一般选择高含尘工艺。 2.2 催化剂 催化剂也称触媒,其材料一般以TiO2 为载体,并掺入V2O5 和WO3 等活性成分。催化剂的活性温度范围从280 ℃～400 ℃不等。从结构上分类,催化剂有蜂窝式和板式两种,蜂窝式催化剂具有模块化、比表面积大、全部由活性材料构成的优点,而板式催化剂不易积灰,对高尘环境适应力强、压降低、比表面积小。两种型式的催化剂工艺都比较成熟、应用业绩良好。为了防止催化剂堵灰,一般在反应器内设置蒸汽吹灰系统。催化剂寿命一般大于16 000 h ,有些催化剂可以再生,但催化剂的更新费用或再生费用较为昂贵。 图1 　SCR 高含尘工艺流程 图2 　SCR 低含尘工艺流程 板式催化剂较蜂窝式便宜,但反应