SCR和SNCR脱硝技术

SCR脱硝技术

SCR装置运行原理如下：氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中，在催化剂的作用下将烟气中NOx分解成为N2和H2O，其反应公式如下：催化剂4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

催化剂NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O一般通过使用适当的催化剂，上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行，在NH3 /NO = 1的情况下，可以达到80～90%的脱硝效率。烟气中的NOx 浓度通常是低的，但是烟气的体积相对很大，因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。

烟气脱硝技术特点SCR脱硝技术以其脱除效率高，适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。在环保要求严格的发达国家例如德国，日本，美国，加拿大，荷兰，奥地利，瑞典，丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。根据发达国家的经验，SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图。

SCR脱硝系统一般组成

图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图，SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区，通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应，SCR反应器设置于空气预热器前，氨气在SCR反应器的上方，通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx 浓度、反应温度、反应器内空间速度或还原剂的停留时间、NH3 /NOx 摩尔比、NH3 的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等。

氨储存、混合系统

每个SCR反应器的氨储存系统由一个氨储存罐，一个氨气/空气混合器，两台用于氨稀释的空气压缩机(一台备用)和阀门，氨蒸发器等组成。氨储存罐可以容纳15天使用的无水氨，可充至85%的储罐体积，装有液面仪和温度显示仪。液氨汽化采用电加热的方式，同时保证氨气/空气混合器内的压力为350kPa。NH3和烟气混合的均匀性和分散性是维持低NH3逃逸水平的关键。为了保证烟气和氨气在烟道分散好、混合均匀，可以通过下面方式保证混合：在反应器前安装静态混合器；增加NH3喷入的能量；增加喷点的数量和区域；改进喷射的分散性和方向；在NH3喷入后的烟道中设置导流板；同时还应根据冷态流动模型试验结果和数学流动模型计算结果对喷氨系统的结构进行优化。

喷氨系统

喷氨系统根据锅炉负荷、反应器入口NOx浓度、反应器出口NOx浓度测量的反馈信号，控制 氨的喷入量。

反应器系统

SCR反应器采用固定床形式，催化剂为模块放置。反应器内的催化剂层数取决于所需的催化剂反应表面积。典型的布置方式是布置二至三层催化剂层。在最上一层催化剂层的上面,是一层无催化剂的整流层，其作用是保证烟气进入催化剂层时分布均匀。通常，在第三层催化剂下面还有一层备用空间，以便在催化剂活性降低时加入第四层催化剂层。在反应器催化剂层间设置吹灰装置，定时吹灰，吹扫时间30～120分钟，每周1～2次。如有必要，还应进行反应器内部的定期清理。反应器下设有灰斗，与电厂排灰系统相连，定时排灰。

省煤器和反应器旁路系统

在省煤器前和反应器之间设置旁路，称之为省煤器旁路。当锅炉负荷降低，烟气流量减少，进入反应器的烟气温度低于要求值时，旁路开通，向反应器导入高温烟气，提高反应器内的温度。此外，在反应器入口和出口间装有一个大的旁路，称之为反应器旁路。反应器旁路的作用是：锅炉负荷降低时使用。例如开机和停机时使用，低负荷时使用和季节性使用。以防止低温造成催化剂中毒及催化剂污染。所有SCR系统旁路的插板门均要保证零泄露。

催化剂

催化剂是电厂SCR工艺的核心，它约占其投资的l/3。为了使电站安全、经济运行，对SCR工艺使用的催化剂应达到下列要求：———低温度时在较宽温度范围具有较高的活性 ———高选择性( SO2 向SO3 转换率和其他方面作用低即副反应少) ———对二氧化硫( SO2 ) 、卤族酸(HCl, HF)和碱金属(Na2O、K2O)和重金属(如As)具有化学稳定性———克服强烈温度波动的稳定性———对于烟道压力损失小———寿命长、成本低理想的催化剂应具有以下优点：1. 高活性；2.抗中毒能力强；3. 好的机械强度和耐磨损性；4. 有合适的工作温度区间。点击链接了解更多   &  危废联盟圈成员申请

SCR测量控制系统

反应温度控制在一定温度范围内，随反应温度提高，NOx脱除率急剧增加，脱硝率达到最大值时，温度继续升高会使NH3氧化而使脱硝率下降；反应温度过低，烟气脱硝反应不充分，易产生NH3的逃逸。因此要对SCR系统入口烟气温度进行监测并通过调节省煤器旁路开度控制SCR系统入口烟气温度氨量控制在NH3/NOx摩尔比小于1时，随NH3/NOx摩尔比增加，脱硝效率提高明显；NH3投入量超过需要量，NH3会造成二次污染，一般控制NH3/NOx摩尔比在1.0左右。NH3的流量控制阀调节控制NH3的流量，控制系统根据反应器入口NOx的浓度、烟气流量、反应器出口所要求NOx的排放浓度和氨的逃逸浓度计算出氨的供给流量。为保证人身和设备安全,发生下列情况，氨气阀门自动关闭：低的烟气流量；高的氨气/空气比；催化剂入口烟气温度过高；催化剂入口烟气温度过低；没有来自锅炉的运行允许信号；启动急停开关。氨稀释空气流量控制氨稀释用空气流量在SCR系统运行时被设定好，不再调整。两台空气压缩机，一台备用。当第1台空气压缩机输出气体压力低于设定值或发生故障时，第2台空气压缩机自动启动氨气蒸发器氨气蒸发器与储罐为一体化结构，加热器放置在无水氨的液体中，通过氨储罐内的压力控制加热器。当储罐内的压力低于设定压力时，加热器通电加热液氨；加热器过热则断电保护。

SNCR脱硝技术

SNCR脱硝技术是将NH3、尿素等还原剂喷入锅炉炉内与NOx进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850～1100℃的区域，迅速热分解成NH3，与烟气中的NOx反应生成N2和水，该技术以炉膛为反应器。SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%～80%，受锅炉结构尺寸影响很大。采用SNCR技术，目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂。

1、技术原理 ：在850～1100℃范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为：NH3为还原剂4NH3+ 4NO +O2 → 4N2 + 6H2O尿素为还原剂 NO+CO(NH2)2 +1/2O2 → 2N2 + CO2 + H2O。

2、系统组成SNCR系统烟气脱硝过程是由下面四个基本过程完成：接收和储存还原剂；在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；还原剂的计量输出、与水混合稀释；还原剂与烟气混合进行脱硝反应。

3、技术特点：技术成熟可靠，还原剂有效利用率高系统运行稳定设备模块化，占地小，无副产品，无二次污染。

烟气脱硝系统构成

4、脱硝系统基本流程和添加剂效果

基于纯氨、氨水和尿素的溶液（比如satamin和carbamin二次添加剂）目前在很大程度上比较流行。通过选择性非催化还原法，氨基在800℃-1050℃时NO生成氮气和水蒸气：NH2+NO <=> H2O+N2当使用含氨化合物的水溶液时，化合物分解就会释放出氨气。换言之，只有在雾化流体蒸发后氨气才可以从含氨化合物中挥发出来。自由基之间的反应选择性并不是很强。因此充足的脱除添加剂还是必要的。图1显示了烟气温度950℃时化学配比因子NSR与NOx脱除量的关系。

5、流程设计和装置描述燃料添加剂贮存加料装置Satamin添加剂是一种专利产品。根据锅炉大小和每年的燃料消耗量，Satamin添加剂一般以每桶200，500和1000公升桶装形式供给。 对于大型装置，一般设置一个较大的储罐和加料控制器，

Satamin和Carbamin是低氨水溶液。因而，在贮料箱的充料过程中，或万一贮料箱遭到破坏，在储存位置附近将不会有有毒气体逸出。储罐中放置一个夹层箱或贮存箱足够使用。如果设备放在室外，贮料箱要考虑伴热或保温，放液区要作防水处理。在充料过程中必须关闭雨水排水阀。罐车利用压缩气来卸液。当往NOx脱除车间输送脱除添加剂时，需要使用磁耦合泵和潜液泵。

6、混合和分配系统还原剂用水稀释。可以使用自来水或井水来稀释Satamin和Carbamin还原剂。如果燃料中没有加入防止高低温腐蚀的添加剂，可以通过混合和分配系统加入

注入系统

稀释后还原剂的加料系统依赖于燃烧室的几何尺寸。带有单相喷嘴的水冷喷枪在锅炉的应用中非常成功。双相喷嘴使用压缩空气的喷枪适合于层燃锅炉。

7、二次排放

燃烧富硫燃料（>0.5%的S），温度小于350℃时，烟气中高的NH3浓度能够形成硫酸氨。和硫酸氢氨不一样，硫酸氨是一种无污染的副产物。在温度小于160℃时，硫酸氢氨的形成与烟气中SO3量和NH3量有关。硫酸氢氨容易导致换热器表面结垢腐蚀。但是，通过使用配制合理的脱除添加剂（Satamin和Carbamin产品），就可以避免硫酸氢氨的形成。改进后的SNCR装置氨排放允许值依赖于锅炉大小，为5—30mg/m3。NOx脱除装置的设计是根据使用添加剂satamin和carbamin，该系统不影响锅炉效率。反应热量与稀释水蒸发热量相当。

SNCR和SCR的区别

SNCR 的反应剂采用炉膛内喷射，不需特殊预留空间。SNCR 不采用催化剂系统不存在压力损失且不会对下游设备造成影响。

SNCR 和SCR 是目前烟气脱硝的常用技术，SNCR和SCR相比具有以下特点。

第一，SNCR和SCR最大的不同在于脱硝过程中不使用催化剂，且不导致SO2 /SO3氧化，故造成空预器堵塞的机会非常小。

第二，整个过程没有压力损失，因此不需提高引风机压头，特别是改造机组不需对引风机进行改造，既节省了投资又缩短了建设工期。

第三，SNCR 所需设备占地面积小，且相对于SCR设备简单，施工量减少，缩短了工程实施时间，对于改造机组而言，在场地限制较大的情况下更便于工程实施。

第四，SNCR工艺整个还原过程在锅炉内部进行，不需要另外设立反应器。还原剂通过安装在锅炉墙壁上的喷嘴喷入烟气中。喷嘴布置在燃烧室和省煤器之间的过热器区域，锅炉的热量为反应提供了能量，使NOX在这里被还原。反应器、反应器支撑钢结构及其附属烟道的取消，降低了较大一部分投资，减少了大部分安装工作，而且更便于日后的检修、维护工作。

下面对两种脱硝技术进行简单对比。

1. 脱硝效率、工程造价和运行费用

低碳燃烧技术的脱硝效率约在25% ～40%，工程造价较低，运行费用较低；SNCR 技术的脱硝效率约在25% ～40%，工程造价低，运行费用中等；LNB +SNCR 技术脱硝效率约在40% ～70%，工程造价中等，运行费用中等；SCR 技术脱硝效率在80% ～90%，工程造价较高，运行费用中等。

2. 对系统的影响

SCR 和SNCR 技术均可使用NH3或尿素作为还原剂，SCR 反应温度在320℃ ～400℃，SNCR反应温度在850℃-1250℃。SCR的喷射位置多选在省煤器与SCR反应器间烟道内，因其使用催化剂故易造成SO2/SO3氧化，易生成NH4HSO4对下游的空预器造成堵塞，并且因为催化剂的存在使系统的压力损失增大。因催化剂的存在必须预留足够的空间架设支撑结构。SNCR的反应剂采用炉膛内喷射，不需特殊预留空间。SNCR不采用催化剂系统不存在压力损失且不会对下游设备造成影响。