信息詳細內容煤炭在我國能源消費中擁有絕對的主導地位，煤炭燃燒產生的煙氣中含有煙塵、硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和CO2等污染物，已經造成嚴重的環境污染問題。
NOx的排放是形成酸雨和破壞大氣臭氧層的重要原因之一，據有關部門統計數據：2000年我國的NOx排放量約為358.02萬噸，2002年，我國的NOx排放量已達到520萬噸，2010年，我國的NOx排放量達到594.74萬噸，其中近70%來自于煤炭的直接燃燒，以燃煤為主的電力生產是NOx排放的主要來源。鑒于我國的能源消耗量今后將隨經濟的發展不斷增長，NOx排放量也將持續增加，如不加強控制NOx的排放量，NOx將對我國大氣環境造成嚴重的污染。
1 環保要求
為貫徹《中華人民共和國大氣污染防治法》，防治火電廠氮氧化物排放造成的污染，改善大氣環境質量，保護生態環境，環境保護部發布了環發《火電廠氮氧化物防治技術政策》（【2010】10號文件）。本技術政策部分規定摘錄如下：
（1）低氮燃燒技術應作為火電廠氮氧化物減排的首選技術；
（2）當采用低氮燃燒技術后，氮氧化物排放濃度不達標或不滿足總量要求時，應建設煙氣脫硝設施；
（3）新建、改建、擴建的燃煤機組，宜選用SCR或SNCR+SCR。
（4）燃用無煙煤或貧煤且投運時間不足20年的在役機組，宜選用SCR或SNCR+SCR。
（5）燃用煙煤或褐煤且投運時間不足20年的在役機組，在采用低氮燃燒技術后，氮氧化物排放濃度不達標或不滿足總量要求時，可考慮選用SNCR或其它煙氣脫硝技術。
（6）SCR氨逃逸控制在2.5mg/Nm3（3ppm）以下；SNCR氨逃逸控制在8 mg/Nm3（10ppm）以下；
（7）各級環保行政主管部門應加強對氮氧化物控制技術和裝備的運行監督，已建的氮氧化物在線連續監測裝置應與環保行政主管部門的管理信息系統聯網，進一步做好煙氣脫硝工程建設技術規范的制定和試點工作。
“十二五”節能減排綜合性工作方案中指出：2015年，氮氧化物排放總量控制在2046.2萬噸，比2010年的2273.6萬噸下降10%；到2015年，全國萬元GDP能耗下降到0.869噸標準煤，比2010年的1.034噸標準煤下降16%，單位GDP二氧化碳排放下降17%。二氧化硫、氮氧化物等四種主要污染物下降8%-10%，作為約束性指標。
2011年9月，環境保護部和國家質量監督檢驗檢疫總局聯合發布了新修訂的《火電廠大氣污染物排放標準》GB13223-2011，其中對SOx、NOx等的排放濃度有了更嚴格的限制，新標準將自2012年1月1日起實施。
2 氮氧化物生成機理
氮氧化物包括NO、N2O、NO2、N2O5等，化石燃料燃燒過程生成的氮氧化物主要是NO和N2O，一般把它們兩種物質稱為NOx，其中以NO為主。NOx源自包括燃料中的氮化合物和空氣中氮氣的氧化過程，因此可分為燃料型NOx（fuel NOx，源于燃料氮的氮氧化物）和熱力型NOx（thermal NOx，源于空氣中的氮氣）。燃料中含氮量的不同以及氮元素在燃料中賦存形態的不同和燃燒方式的不同，這兩種氮氧化物的比例有很大區別，特別是對煤的燃燒過程，燃料型NOx占主要。
2.1 煤中氮的含量
煤中氮的含量和氮化合物的存在形式因煤的種類不同而相差很大，不同產地的同類型的煤中含氮量也有很大差異。一般來說，煤中的氮含量一般在0.3%~3.5%之間，主要來源于形成煤的植物中的蛋白質、氨基酸、生物堿、葉綠素、纖維素等含氮成分。研究發現，煤中的有機氮原子均存在于煤的芳香環結構中，而且主要的賦存形態為吡啶氮、吡咯氮和少量的季銨氮。吡咯氮是煤中氮的主要存在形式，占總量的約50%~80%，其含量隨煤階的增高而減少。吡啶氮含量在0~20%之間，隨煤階的增高而增加。季銨氮含量在0~13%之間，不受煤價的影響。煤中氮的化學結合形式（吡啶氮、吡咯氮、季胺氮）不同，它們在燃燒時的分解特性也不同，直接決定了NOx的氧化—還原反應過程和最終的NOx生成量。
2.2 NOx生成機理
煤燃燒過程所排放出的NOx一般是指NO和N2O，其中絕大部分是NO，在火焰帶的下游或排放后一部分的NO轉化為NO2。過去已經有大量的研究人員從事NOx的生成機理方面的研究，按其生成的基礎理論，NOx可分為熱力型NOx和燃料型NOx兩大類，其中熱力型NOx又分為捷里德維奇（Zeldovich）NOx和快速型NOx。
（1）熱力型NOx
熱力型NOx源于在燃燒過程中空氣中的氮氣N2被氧化而成NO，它主要產生于溫度高于1800K的高溫區，其反應機理如下
N2+O== NO+N (2-1)
N+O2==NO+O (2-2)
N+OH==NO+H (2-3)
式(2-1)和(2-2)的反應被稱為捷里德維奇（Zeldovich）模型，式(2-1)~式(2-2)被稱為擴大的捷里德維奇（Zeldovich）模型。分子氮比較穩定，它被氧原子氧化為NO的過程需要較大的活化能，整個反應的反應速度決定于式（2-1）的反應速度。氧原子在反應中起活化鏈的作用，它來源于高溫下O2的分解。熱力型NOx的濃度隨溫度和氧濃度的增大而增加。熱力型NOx的生成速度比較緩慢，主要是在火焰帶的下游的高溫區生成。
熱力型NOx的主要影響因素是溫度和氧濃度。隨溫度和氧濃度的增加，熱力型NOx的濃度增加。因此，降低熱力型NOx的基本原理就是降低氧的濃度、降低火焰溫度以及縮短高溫區的停留時間等。在停留時間較短時，熱力型NOx隨停留時間的增加而增加，但超過一定時間后，熱力型NOx不再受停留時間的影響。在工程實踐中，采用煙氣再循環、濃淡燃燒、水蒸氣噴射以及新發展起來的高溫空氣燃燒技術等都是利用上述原理來控制熱力型NOx生成的措施。
（2）快速型NOx
快速型NOx是碳氫類燃料在過量空氣系數＜1的富燃料條件下，在火焰面內快速生成的NOx，它不同于空氣中的N2按捷里德維奇機理生成的熱力型NOx，其生成過程經過了空氣中的N2和碳氫類燃料分解的HCN、NH、N等中間產物等的一系列復雜的化學反應。快速型NOx的生成機理十分復雜，中間反應過程存在時間十分短暫。
（3）燃料型NOx
燃料型NOx指燃料中的氮在燃燒過程中經過一系列的氧化—還原反應而生成的NOx，它是煤燃燒過程NOx生成的主要來源，約占總的NOx生成量的80%~90%。根據煤種的不同，煤中的含氮量大約在0.4 %~4%之間變化，煤燃燒過程生成的揮發分HCN、NHi與自由基O、OH、O2等的氧化反應以及焦炭N的氧化反應生成燃料型NOx（主要是NO），同時生成的NO又與揮發分HCN、NHi等發生還原反應生成N2，其中經歷了很多個反應過程，有關研究人員使用過的反應動力學模型中所包含的反應過程超過200個。燃料型NOx既受燃燒溫度、過量空氣系數、煤種、煤顆粒大小等的影響，同時也受燃燒過程中的燃料—空氣混合條件的影響，他們影響到燃燒室局部的自由基濃度分布，從而影響了NOx的生成與還原。研究認為，煤的燃料型NOx中，主要是揮發分NOx，焦炭NOx所占比例不大。
3 煙氣脫硝技術
目前鍋（窯）爐應用較廣泛的煙氣脫硝技術有選擇性催化還原法（SCR）、非選擇性催化還原法（SNCR）、以及SNCR/ SCR聯合脫硝技術。
3.1 SCR煙氣脫硝技術
3.1.1技術介紹
選擇性催化還原（Selective Catalytic Reduction，SCR）脫硝原理是在一定的溫度和催化劑的作用下，還原劑有選擇性地把煙氣中的NOx還原為無毒無污染的N2和H2O，還原劑可以是碳氫化合物（如甲烷、丙烯等）、氨、尿素等，工業應用的還原劑主要是氨，其次是尿素。
主要化學反應如下：
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O
NH3先被催化劑表面活性元素吸收后，才能與NOx發生還原反應生成N2和H2O。化學反應原理圖如下：
3.1.2 SCR工藝特點
NOx的脫除率達到80%～90%；
反應溫度較低；
工藝設備緊湊，運行可靠，還原后的氮氣放空，無二次污染；
反應器對氣體混合均勻度、溫度、觸媒實際操作情況等比較敏感；
煙氣成分復雜，某些污染物可使催化劑中毒；高分散的粉塵微粒可覆蓋催化劑的表面，使其活性下降；
由于使用腐蝕性很強的NH3或氨水，對管路設備的要求高，投資與運行費用較高。
NH3易泄漏，操作及貯存困難；；NH3加入量及逃逸量均需嚴格控制，否則易造成二次污染。
3.1.3SCR反應器布置方式
目前廣泛應用的布置方式為高溫高塵布置，典型工藝如下圖所示。
高溫高塵布置的SCR工藝特點：
①反應溫度較高，可選擇的催化劑種類較多；
②相對于低粉塵布置，SCR高粉塵布置的工藝流程省去了煙氣再熱系統，從而節省了投資和運行成本；
③已完成工業化運用，并且已有20年的運行經驗，是目前廣泛應用的火電廠煙氣脫硝工藝。
④由于粉塵濃度較高，粉塵對催化劑的沖刷和磨損較大；
⑤煙氣中含有大量的SO2，催化劑可使部分SO2氧化生成SO3，并可能與泄漏的氨生成腐蝕性很強的硫酸銨（或者硫酸氫銨）鹽物質，因而容易腐蝕后續的空氣預熱器和靜電除塵器。
3.2 SNCR煙氣脫硝技術
3.2.1技術介紹
把含有NHx基的還原劑（如氨、尿素），噴入爐膛溫度為800~1100℃的區域，該還原劑迅速熱分解為NH3并與煙氣中的NOx進行SNCR反應生成N2和H2O 。該方法以爐膛為反應器，可通過對鍋爐進行改造而實現。
NH3為還原劑：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
尿素為還原劑：(NH2)2CO→2NH2+CO
NH2+NO→N2+H2O
2CO+2NO→N2+2CO2
典型的SNCR工藝布置圖如下：
3.2.2 SNCR工藝特點
NOx脫硝率低，僅可達到25－50%；
因不增加SO3，可較SCR放寬NH3逃逸條件；
對于多層噴入，控制系統可適當的跟隨鍋爐負荷及爐膛溫度進行相應的調整；
工程造價較低，占地面積小，適用于老廠改造，新爐如依鍋爐設計加以配合，脫硝效率會更高；
如果用尿素作為還原劑，可省去尿素熱解或水解系統，節省投資。
SNCR多用作低氮燃燒技術的補充處理手段，單獨的SNCR脫硝工藝已不能滿足日益嚴格的環保排放要求。
3.3 SCR/SNCR聯合技術
3.3.1技術介紹
SNCR/SCR混合煙氣脫硝技術是集合了SCR與SNCR技術的優勢而發展起來的一種高效的煙氣脫硝技術。在SNCR/SCR 聯合技術中，首先在爐膛內噴入還原劑進行SNCR反應，進行初步的脫硝。SNCR反應過程中產生的氨泄漏可以作為部分或全部的下游SCR反應的還原劑。
3.3.2工藝特點
脫硝效率高；
催化劑用量小；
SCR反應塔體積小，空間適應性強；
脫硝系統阻力小；
催化劑的回收處理量減少；
簡化還原劑噴射系統。
3.4 煙氣脫硝技術綜合特性比較
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主要成熟技術 |
SCR |
SNCR |
SCR/SNCR聯合 |
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1 |
還原劑 |
NH3或尿素 |
NH3或尿素 |
NH3或尿素 |
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2 |
反應溫度 |
320-400℃ |
850-1250℃ |
前段850-1250℃，后段320-400℃ |
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3 |
催化劑 |
成分主要為TiO2、V2O5、WO3 |
不使用催化劑 |
后段加裝少量催化劑，成分同前 |
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4 |
脫硝效率 |
70-90% |
25-40% |
40-90% |
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5 |
SO2/SO3氧化 |
會導致SO2/SO3氧化 |
不會導致SO2/SO3氧化 |
SO2/SO3氧化較SCR低 |
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6 |
NH3逃逸 |
3-5ppm |
5-10ppm |
3-5ppm左右 |
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7 |
對空預器影響 |
催化劑中的V、Mn、Fe等多種金屬會對SO2的氧化起催化作用，SO2/SO3氧化率較高，而NH3與SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蝕 |
不會因催化劑導致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蝕的機會為三者最低 |
SO2/SO3氧化率較SCR低，造成堵塞或腐蝕的機會較SCR低 |
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8 |
系統壓力損失 |
催化劑會造成較大壓力損失 （＞100mmH2O） |
沒有壓力損失 |
催化劑用量較SCR小，產生的壓力損失相對較（＜40-60mmH2O） |
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9 |
燃料的影響 |
高灰分會磨耗催化劑，堿金屬氧化物會使催化劑鈍化 |
無影響 |
影響同SCR |
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10 |
鍋爐的影響 |
受省煤器出口煙溫影響 |
與SNCR/SCR混合系統影響相同（需做計算機模擬分析） |
受爐膛內煙氣流速、溫度分布及NOx分布的影響（需做計算機模擬分析） |
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11 |
占地空間 |
大（需增加大型催化劑反應器和供氨或尿素系統） |
小（鍋爐無需增加催化劑反應器） |
較小（需增加一小型催化劑反應器，無需增設供氨或尿素系統） |
4 工藝選擇
綜上所述，控制NOx排放有很多種方法，各種脫硝工藝工程投資和脫硝效率各不相同，選擇何種脫硝工藝一般可根據以下幾個方面綜合考慮：
1）NOx排放濃度和排放量必須滿足國家和當地政府的環保要求；
2）脫硝工藝要適用于工程已確定的煤種條件，并考慮燃煤來源的變化可能性；
3）脫硝工藝要做到技術成熟、設備運行可靠，并有較多成功的運行業績；
4）根據工程的實際情況盡量減少脫硝裝置的建設投資、運行費用；
5）脫硝裝置應布置合理；
6）脫硝劑要有穩定可靠的來源；
7）脫硝工藝脫硝劑、水和能源等消耗少，盡量減少運行費用；
8）檢修和維護費用小。
選擇性催化還原法（SCR），非選擇性催化還原法（SNCR），以及SNCR/SCR聯合煙氣脫硝技術，這三種煙氣脫硝技術均有各自的優缺點，應依據實際的應用場合合理選擇。
脫銷業績表：
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序號 |
工程名稱 |
建設地點 |
建設規模 |
工藝 |
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1 |
廣東南方堿業化工自備電站鍋爐脫硝
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廣州
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3×65 t/h
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低氮燃燒+SNCR
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2 |
廣州鋼鐵股份有限公司降氮脫硝改造項目
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廣州
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1×142 t/h、1×85 t/h
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低溫SCR+SNCR
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3 |
華興玻璃窯爐煙氣治理工程
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廣州
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130000 m3/h
|
SCR
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4 |
佛山照明玻璃窯爐煙氣脫硝工程
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佛山
|
210000 m3/h
|
SCR
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5 |
南海建鏵玻璃窯爐煙氣脫硝工程
|
南海
|
270000 m3/h
|
SCR
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