废烟气脱硝催化剂环保政策
1 前言
环保部2014年8月正式发布《关于加强废烟气脱硝催化剂监管工作的通知》(下称《通知》)
和《废烟气脱硝催化剂危险废物经营许可证审查指南》(下称《指南》)，将废烟气脱硝催化剂纳入危险废物进行管理。此《通知》和《指南》统一了对废催化剂的认识、理解和做法，规范了废催化剂危险废物经营许可证(下称“危废许可证”)的办理和审批流程，为提升废催化剂再生、利用行业的整体水平，促进脱硝催化剂再生行业在中国的持续、健康、良性发展提供了政策保障。
目前国内催化剂再生处于起步阶段，面临很多的问题。经过对最新出台的《通知》、《指南》以及危险废物的相关政策法规进行认真学习，反复推敲，向各位领导及专家汇报如下：
■术语定义和危险废物类别
■催化剂再生具有显著的经济效益、社会效益和环保效益
■废催化剂的收集、贮存、运输、再生、利用和处置均须严格按危险废物的规定执行
■加大环保执法和考核力度
2 术语定义和危险废物类别
(一)废烟气脱硝催化剂(钒钛系)，是指由于催化剂表面积灰或孔道堵塞、中毒、物理结构破
损等原因导致脱硝性能下降而废弃的钒钛系烟气脱硝催化剂。(催化剂再生行业称之为“失活催化剂”)
(二)预处理，是指清除废烟气脱硝催化剂(钒钛系)表面浮尘和孔道内积灰的活动。
(三)再生，是指采用物理、化学等方法使废烟气脱硝催化剂(钒钛系)恢复活性并达到烟气脱
硝要求的活动。
(四)利用，是指采用物理、化学等方法从废烟气脱硝催化剂(钒钛系)中提取钒、钨、钛和钼
等物质的活动。
(五)废烟气脱硝催化剂(钒钛系)纳入危险废物进行管理，并将其归类为《国家危险废物名录》中“HW49其他废物”，工业来源为“非特定行业”，废物名称定为“工业烟气选择性催化脱硝过
程产生的废烟气脱硝催化剂(钒钛系)”。
3 催化剂再生具有显著的经济效益、社会效益和环保效益
3.1 废催化剂再生是国家大力支持和鼓励的循环利用、节能环保、利国利民项目。国务院
2013年8月11日发布的《关于加快发展节能环保产业的意见》，特别指出要大力发展脱硝催化剂
制备和再生，这是国家首次对脱硝催化剂制备以及再生做出明确指示。
《通知》鼓励废烟气脱硝催化剂(钒钛系)优先进行再生，培养一批利用处置企业，尽快提高
废烟气脱硝催化剂(钒钛系)的再生、利用和处置能力。
3.2 当前，国家高度重视氮氧化物的减排治理即脱硝的工作，燃煤电厂等企业的脱硝普遍采
用选择性催化还原技术(SCR占95%以上)，主要特点是采用催化剂完成脱硝反应。预计到2014年底，已投运脱硝机组容量约6.8亿千瓦(约占全国现役火电机组容量的75%)，脱硝催化剂保有量约60
万立方米。
3.3 催化剂的化学寿命一般按24000小时设计，因此新催化剂在运行3-4年后将由于失活而
需要更换。预计从2016年开始，废催化剂的产生量为每年10-24万立方米(约5-12万吨/年)，呈
每年递增趋势。更换下来的废催化剂若随意堆存或不当处置，将造成环境污染和资源浪费。废催化
剂的再生处理正是解决这些问题的最佳途径，具有显著的社会效益、经济效益和环保效益。
3.4 经济效益方面：作为燃煤电厂SCR脱硝系统的核心组件，脱硝催化剂成本约占脱硝工程
总投资的35%左右。废催化剂进行再生处理可为电厂节约可观的催化剂购置费用，否则电厂除了需
要投入大量的资金采购新催化剂外还需花费一定费用处理废催化剂。
3.5 社会效益方面：废催化剂进行再生，实现了中国有限资源的循环再利用，节约原材料，
降低能耗。如果不进行再生和利用，将造成资源的严重浪费。
3.6 环保效益方面：大大减少填埋量，有利于环境保护。废催化剂若随意堆存或不当处置，
将造成环境二次污染。
可以预见，脱硝催化剂再生虽然在国内是全新的业务，但中国的SCR脱硝装置大量使用再生
催化剂是大势所趋，脱硝催化剂再生将成为催化剂更换的必由之路。
4 废催化剂的收集、贮存、运输、再生、利用和处置
4.1 产生单位
4.1.1 产生废催化剂的单位应严格执行危险废物相关管理制度，并依法向当地环保部门申报
废催化剂产生、贮存、转移和利用处置等情况，并定期向社会公布。
4.1.2 严禁产生单位将废催化剂提供或委托给无危废许可证的单位从事经营活动。
4.1.3 经营单位须持危险废物转移五联单和道路危险货物运输许可证才能运走废催化剂。
4.1.4 废催化剂在厂区内贮存和转移过程中，要加强防水(不能淋雨，尽量室内放置)、防压
等措施，减小催化剂人为损坏。废催化剂在厂内仓库存放的时间不得超过一年。
4.1.5 《通知》和《指南》正式颁布前，国内部分从事废催化剂再生企业采用现场(移动式)
再生方式。新政策出台后，已禁止现场再生(除非产生单位自建固定的再生设施并通过危险废物的
环评)，严禁持废催化剂危废许可证单位采用移动式再生方式违法处理废催化剂。现场(移动式)再
生可免去危险废物转移五联单的办理以及催化剂的来回运输当然比较省事，但废催化剂危废许可证是经过对再生工厂严格的环评才取得的，只适用于环评所在地进行再生、利用，离开自己的环评经营场所进行再生、利用其许可证是无效的。
《通知》：新建燃煤电厂等企业自建废烟气脱硝催化剂(钒钛系)贮存、再生、利用和处置设
施的，应当依法进行环境影响评价并通过建设项目环境保护竣工验收。《指南》：燃煤电厂、水泥厂、钢铁厂等企业自行再生和利用废烟气脱硝催化剂(钒钛系)的建设项目环境保护竣工验收可参考本《指南》。
4.2 经营单位
4.2.1 从事废催化剂收集、贮存、再生、利用、处置经营活动的单位，应严格执行危险废物
经营许可证管理制度，办理废催化剂的危废许可证。禁止无危废许可证或者不按照危废许可证规定从事废催化剂的收集、贮存、处置经营活动。
4.2.2 严禁持废催化剂危废许可证单位采用移动式再生方式违法处理废催化剂。
4.2.3 须办理危险废物转移五联单，运输车辆须持道路危险货物运输许可证。危险废物转移
五联单须提前办理，废催化剂下来后可马上拉走。如果废催化剂淋雨受潮，将很有可能无法再生或再生效果大打折扣。且如果废催化剂淋雨了，将对存放地周边的环境和水质形成二次污染。再生后的催化剂运输与新催化剂一样，运输车辆不需要持道路危险货物运输许可证。
4.2.4 废催化剂应采用具有一定强度和防水性能的材料密封包装，并有减震措施，防止破碎、散落和浸泡。
4.2.5 不可再生的废催化剂可交由具有重金属提炼能力的危险废物经营单位提取钒、钨、钛
和钼等物质。不可再生且无法利用的废烟气脱硝催化剂应交由具有相应能力的危险废物填埋场处理处置。
4.2.6 《指南》对再生、利用单位的要求比较多，且非常严格。包括技术人员、运输、包装
与贮存、设施及配套设备、工艺与污染防治、规章制度与事故应急等方面的要求。
(1)再生、利用能力均应达到 5000 立方米/年(或 2500 吨/年)及以上。
(2)预处理、再生和利用过程中产生的废酸液、废有机溶剂、废活性炭、污泥、废渣等按照危
险废物进行管理。
(3)鼓励新建废催化剂再生、利用企业进入工业园区。
(4)视频监控要求、计量设备要求---全过程、全方位控制，可追溯。
(5)建设全套物理与化学性能分析的实验室，配备相应的分析测试仪器和设备。
5 加大环保执法和考核力度
5.1 相关环境保护行政主管部门必须加大对其产生单位和经营单位的执法监督力度。严厉打
击非法转移、倾倒和利用处置废催化剂行为。将废催化剂管理和再生、利用情况纳入污染物减排管
理和危险废物规范化管理范畴，加大核查和处罚力度，确保其得到妥善处理。
5.2 《最高人民法院、最高人民检察院关于办理环境污染刑事案件适用法律若干问题的解释》于2013年6月19日正式实施，首次界定了“严重污染环境”的14项认定标准，构成犯罪的，依
法追究刑事责任。(二)非法排放、倾倒、处置危险废物三吨以上的。
5.3 新修订的《环境保护法》将于明年1月1日起实施。是“史上最严”的环保法，被誉为“长牙齿的法律”。新法赋予环境监察机构执法权。针对目前环保领域“违法成本低、守法成本高”的问题，将进一步加大对违法行为的处罚力度，视情节严重程度可对企业进行设备扣押、按日计罚、停业关闭、行政拘留直至追究刑事责任。
5.4 十八届四中全会首次关注“依法治国”，10月28日《中共中央关于全面推进依法治国若
干重大问题的决定》发布，决定用严格的法律制度保护生态环境，加快建立有效约束开发行为和促
进绿色发展、循环发展、低碳发展的生态文明法律制度，强化生产者环境保护的法律责任，大幅度
提高违法成本。
SCR烟气脱硝催化剂生产与应用现状 0 引言 氮氧化物（NOx）是主要的大气污染物，主要包括NO、NO2、N2O等，可以引起酸雨、光化学烟雾、温室效应及臭氧层的破坏。自然界中的NOx63%来自工业污染和交通污染，是自然发生源的2倍，其中电力工业和汽车尾气的排放各占40%，其他工业污染源占20%。在通常的燃烧温度下，燃烧过程产生的NOx中90%以上是NO，NO2占5%～10%，另有极少量的N2O。NO排到大气中很快被氧化成NO2，引起呼吸道疾病，对人类健康造成危害。 火电厂产生的NOx主要是燃料在燃烧过程中产生的。其中一部分是由燃料中的含氮化合物在燃烧过程中氧化而成，称燃料型NOx；另一部分由空气中的氮高温氧化所致，即热力型NOx，化学反应为： N2+O2→2NO（1） NO+1/2O2→NO2（2） 还有极少部分是在燃烧的早期阶段由碳氢化合物与氮通过中间产物HCN、CN转化为NOx，简称瞬态型NOx［1］。 减少NOx排放有燃烧过程控制和燃烧后烟气脱硝2条途径。现阶段主要通过控制燃烧过程NOx的生成，通过各类低氮燃烧器得以实现［2-3］。这是一个既经济又可靠的方法，对大部分煤质通过燃烧过程控制可以满足目前排放标准。 1 烟气脱硝工艺 1.1 相关化学反应 NO的分解反应（式（1）的逆反应）在较低温度下反应速度非常缓慢，迄今为止还没有找到有效的催化剂。因此，要将NO还原成N2，需要加入还原剂。氨（NH3）是至今已发现的最有效的还原剂。有氧气存在时，在900～1100℃，NH3可以将NO和NO2还原成 N2和H2O，反应如式（3）、（4）所示［4］。还有一个副反应，生成副产物N2O，N2O 是温室气体，因此，式（5）的反应是不希望发生的。4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（3）2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O（4）4NO+4NH3+3O2→4N2O+6H2O（5）在900℃时，NH3还可以被氧气氧化，如式（6）～（8）所示。 2NH3+3/2O2→N2+3H2O（6）2NH3+2O2→N2O+3H2O（7） 2NH3+5/2O2→2NO+3H2O（8）这就意味着NH3除了担任NO、NO2的还原剂外，还有
烟气脱硝装置( SCR)技术 一、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: 4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O 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。 二、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。
三、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。
火电厂SCR和SNCR烟气脱硝技术的分析比较 中电国华北京热电分公司杨东华 摘要：为满足日趋严格的环保要求，国华电力公司从去年开始陆续在国华浙能宁海电厂、国华太仓电厂、国华台山电厂和北京热电分公司先后上马烟气脱硝工程。这些脱硝工程分别采用了选择性催化还原SCR技术和选择性非催化还原技术SNCR技术，这两种技术作为国际脱硝广泛应用的主流技术，在系统技术原理、设计要求、技术关键、反应塔布置及其催化剂特性、氨逃逸及其对空气预热器的影响等方面各有其优缺点，本文进行了综合分析和比较。 引言 在火电机组排放的大气污染物中氮氧化物是最近二十多年中受到极大关注的一种污染物。科学己经证明氮氧化物在酸雨的形成和对臭氧层的破坏中所起的作用。世界上一些工业发达国家对氮氧化物的排放制定了非常严格的标准。在我国，氮氧化物的排放量中近70%来自于煤炭的直接燃烧。电力工业是我国的燃煤大户，电力工业的发展，又将导致NO X排放量越来越大。如果不加强控制，NO X对我国大气环境污染所造成的后果将越来越严重。 国华电力公司作为神华集团下属重要的电力企业，其大部分电厂都属于燃煤火电厂，不可避免的都是地方上排放氮氧化物的主要源
头。从2004年开始，公司就将治理NO X排放作为公司发展重点进行了整体规划，先后在国华浙能宁海电厂、国华太仓电厂、国华台山电厂和北京热电分公司上马了烟气脱硝项目，成为国内第一批治理NO X 排放的电力企业。 1、目前国际上脱硝的主要技术手段 目前，国际上通常采用的降低NO X的污染主要有两类措施。一是控制燃烧过程中NO X的生成，即低NO X燃烧技术；一是对生成的NO X 进行处理即烟气脱硝技术。 低NO X燃烧技术是降低燃煤NO X排放量的较经济的技术措施，由于它相对简单，而且一次性投入成本低，所以它的应用最广泛。它主要包含：空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环和使用低NO X燃烧器等四种方式来降低NO X的排放量。虽然低NO X燃烧技术可降低NO X排放30%-50%左右，但各种低氮燃烧技术均涉及炉膛燃烧的安全问题或效率问题，故技术存在局限。 关于烟气脱硝技术，主要有气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法、微生物法等几类，其中气相反应法又包括电子束照射法和脉冲电晕等离子体法、选择性催化还原法选择性非催化性还原法和炽热碳还原法、低温常压等离子体分解法等三类。在众多烟气处理技术中，液体吸收法的脱硝效率低，净化效果差；吸附法虽然脱硝效率高，但是吸附量小，设备过于庞大，再生频繁，应用也不广泛；液膜法、微生物法是两个新型的技术，还有待发展；脉冲电晕法可以同时进行脱硫脱硝，但是，还有一些技术问题需要解决：如如何实现高压脉冲电
烟气脱硝技术的应用分析王帅 发表时间：2018-06-04T10:51:01.100Z 来源：《电力设备》2018年第2期作者：王帅 [导读] 摘要：受技术条件、资金等多方面因素制约，现阶段，火电厂仍旧是我国发电的主力，但是火电厂在发电过程中需要应用到大量煤炭资源，若是将所产生的烟气向空气中进行直接排放，空气必然会受到严重的污染，甚至威胁到人们的身体健康。 （大唐内蒙古多伦煤化工有限责任公司内蒙古多伦 027300） 摘要：受技术条件、资金等多方面因素制约，现阶段，火电厂仍旧是我国发电的主力，但是火电厂在发电过程中需要应用到大量煤炭资源，若是将所产生的烟气向空气中进行直接排放，空气必然会受到严重的污染，甚至威胁到人们的身体健康。因此，在尚未排放的烟气进行脱硝是很有必要的，研究结果表明，经过脱硝处理后的烟气所包含污染物的数量明显减少，将其向空气中进行排放，能够避免对环境造成严重污染。本文对烟气脱硝技术的应用进行了简要分析。 关键词：火电厂；烟气脱硝技术；应用 1烟气脱硝装置的概述 现阶段我国大部分火电厂在对烟气脱硝装置进行利用时，往往将还原法和半干湿处理法作为首选，而还原法的应用，主要针对的是火电厂烟气内含量较大的氮氧化物，在对还原法进行应用时，根据实际需求又可将其分为选择性非催化以及选择性催化还原法两种。还原法的原理是将氨或相应衍生物作为反应所需的还原剂，以此来完成针对二氧化氮所生成的还原反应。实践结果表明，在对其进行实际应用时产生的物质主要分为水和氮气，脱硝的目的自然得到了有效的实现。在对选择性的催化还原反应进行应用时，所应用脱硝装置的效率往往可以达到90%以上，正是因为该法具有极高的脱硝效率，因此，现阶段已经被广泛应用在各个火电厂之中，当然该法存在的不足也是极为明显的，具体体现在成本高以及占地面积较大这两个方面，也就是说对中、小型火电厂而言，该法所具有的作用难以被完整的呈现出来。与选择性的催化还原反应不同，选择性的非催化还原反应普遍适用于各中、小型火电厂，并在中、小型火电厂中发挥了应有的作用，这主要是因为该法与选择性的催化还原法相比，具有占地面积小和成本较低的优势，随之而来的问题就是工作效率的下降，该法所具有的脱硝效率仅为50%，明显低于选择性催化还原法的90%。 2火电厂烟气脱硝技术经济的效益所遵守的原则 2.1经济分析与评价的原则 火电厂脱硝处理中，要坚持最大化地实现火电厂的经济效益，充分运用火电厂烟气脱硝技术，减少成本投资，提升生产力，保证最大化的经济收益。要有效地实现这个目的，就要对火电厂烟气脱硝技术进行综合性评估，判别火电厂烟气脱硝技术对火电厂生产的作用和效果。邓小平曾说，科学技术是第一生产力。要使科学技术发挥最大的效应，就要注重科学技术的设计问题。因而，在火电厂烟气脱硝技术运用的过程中，应该注重技术研究和分析，根据实际情况充分考虑技术和经济之间的关系。所以在火电厂生产过程中，应该注重环保排放的要求，从经济的角度上对烟气脱硝技术进行相应的设计和优化，对技术设计方案进行详细数据分析和研究，从而有效地降低工程造价。如此，才能有效地实现火电厂的经济效益的最大化。 2.2费用最小化原则 火电厂烟气脱硝的目的是在火电厂电力生产中，有效地保证环境质量、维护生态效益、促进经济和社会的长久发展和进步，避免因为火电厂电力生产中，由于技术不成熟导致环境污染，影响人们的生活生产。在火电厂生产中，为了有效地达到这个目的，火电厂烟气脱硝技术既要保证生态环境的平衡，还要维持功能有效地运行，避免资源的浪费、成本的增加。火电厂相关负责人应该根据实际情况，对火电厂烟气脱硝技术的各项费用进行相应的分析，例如对设备购置、安装、维修、使用等方面的费用进行相应的分析和研究，避免运用火电厂烟气脱硝技术的时候造成不必要的费用损失。火电厂烟气脱硝技术作为一项新型技术，要保证其高效、快速地运行，必须要遵循费用最小化原则，如此才能有效地保证火电厂的生产效益和经济效益，便于满足市场的实际需求。 2.3经济效益最大化原则 经济效益最大化与费用最小化之间有着直接的联系，主要指火电厂在使用烟气脱硝技术的时候，相关设备能够在服务期内有效、正常地运行，从而保证火电厂生产效益最大化，生产效益的最大会导致生产产量的择增加，当生产产品的价格不变的时候，能够有效地实现经济效益的最大化。为了保证经济效益的最大化，火电厂不仅要保持烟气脱硝技术运用的费用最少化，还要注重排污处理费用的最少化，人力资源投入费用的合理化，如此才能有效地保证火电厂的生产效益和质量。 2.4火电厂烟气脱硝技术工艺和装置的选择原则 随着科学技术的不断发展，市场对于电力的需求越来越大，由于电力需求不断增加，导致我国火力发电行业氮氧化物排放量不断增加，相关文献表明，氮氧化物排放量在未来发展中将会得到大幅度提升，其中氮氧化物排放量可见一斑，对于环境污染的情况可想而知。因而，实施脱硝改造工程既是火电厂生产的实际需求，更是积极响应国家“节能减排”政策的重要举措，对于建设现代化、生态化、科技化的火电厂具有标志性的意义。要做好脱硝改造工程，必须注重火电厂的烟气脱硝工艺和装置的选择，而后注重火电厂烟气脱硝技术人员操作，保证整个生产过程高效、有效地运行。烟气脱硝工艺的选取，应该注重锅炉燃烧方式、燃料的选取和特性、催化剂的布置、烟气温度等各项指标。在选择烟气脱硝方式时，应优先选择运行可靠、水电能源消耗少、还原剂来源稳定、脱硝率高、运行费用低等成熟脱硝技术。 3烟气脱硝技术 3.1选择性非催化烟气脱硝技术（SNCR） 选择性非催化还原法是在不使用催化剂的情况下向炉内喷入还原剂氨或是尿素等，将烟气中的氮氧化物还原为N2和H2O。在NH3和氮氧化物的摩尔比处于2～3范围内时，脱硝效率可以维持在30%～50%之间。当温度处于950℃上下时，其反应式如下： 4NH3+4NOx+O2→4N2+6H2O 当温度过高时，会产生一定的副作用，其反应式为： 4NH3+5O2→4NO+6H2O 而在温度过低的情况下，其反应速度就会减小，因此在技术实际使用的过程中，一定要对反应温度进行严格的控制。该工艺由于未使用催化器，因此脱硝的效率较低，同时在脱硝率相同的情况下，该工艺所需的NH3量要相对较高，会导致NH3逸散量的增加。
1.烟气脱硫技术 由于我国的大部分煤炭、铁矿资源中含硫量较高，因此在火力发电、钢铁、建材生产过程中由于高温、富氧的环境而产生了含有大量二氧化硫的烟气，从而给我国大气污染治理带来了极大的环保压力。 据国家环保部统计，2012年全国二氧化硫排放总量为2117.6万吨，其中工业二氧化硫排放量1911.7万吨，而分解到三个重点行业分别如下：电力和热力生产业为797.0万吨、钢铁为240.6万吨、建材为199.8万吨，三个行业共计1237.4万吨达到整个工业二氧化硫排的64.7%。“十一五”期间，我国全面推行烟气脱硫技术以后，我国烟气脱硫通过近十年的发展，积累了大量的工程实践经验，其中最常用的为湿法、干法以及半干法烟气三种脱硫技术。
1.1湿法脱硫技术 1.1.1石灰石-石膏法 这是一种成熟的烟气脱硫技术，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程。该工艺采用石灰石（即氧化钙）浆液作为脱硫剂，与烟气中的二氧化硫发生反应生产亚硫酸钙，亚硫酸钙与氧气进一步反应生产硫酸钙。硫酸钙经过过滤、干燥后形成脱硫副产品石膏。 这项工艺的关键在于控制烟气流量和浆液的pH值，在合适的工艺条件下，即使在低钙硫比的情况下，也能保持较高的脱硫效率，通常可以达到95%以上。但是该工艺流程复杂且需要设置废水处理系统，因而工程造价高、占地面积大。同时，由于石灰石浆液的溶解性较低，即使通过调节了浆液pH值提高了石灰石的溶解度，但是在使用喷嘴时由于压力的变化，仍然容易发生堵塞喷嘴的情况并且易磨损设备，因而大幅度增加了脱硫设施后期的运营维修费用。 同时由于脱硫烟气中的粉尘成分复杂，在采用石灰石-石膏法时生成的脱硫石膏的杂质含量较多，在石灰石资源丰富的我国，这种品质有限的脱硫石膏很难具有利用价值，通常只能采用填埋进行处理。为了解决这一问题，有企业采用白云石（即氧化镁）作为脱硫剂来替代石灰石，从而使脱硫副产品由石膏变为了七水硫酸镁，而七水硫酸镁由于其水溶性高易于提纯，因而可以制成为合格品质的化学添加剂或化肥使用，其经济价值要远高于脱硫石膏。但是与其相关对的是脱硫剂白云石的成本也远高于石灰石，给企业后期运营成本也带来较大的压力。
SCR脱硝催化剂介绍1．催化剂的化学组成 商业SCR催化剂活性组分为V 2O 5 ，载体为锐钛矿型的TiO 2 ，WO 3 或MoO 3 作助催剂。SCR 催化剂成分及比例，根据烟气中成分含量以及脱硝性能保证值的不同而不同。表2-2列出了典型催化剂的成分及比例。 表2-2 典型催化剂的成分及比例 活性组分是多元催化剂的主体，是必备的组分，没有它就缺乏所需的催化作用。助催 化剂本身没有活性或活性很小，但却能显着地改善催化剂性能。研究发现WO 3与MoO 3 均可 提高催化剂的热稳定性，并能改善V 2O 5 与TiO 2 之间的电子作用，提高催化剂的活性、选择
性和机械强度。除此以外，MoO 3还可以增强催化剂的抗As 2 O 3 中毒能力。 载体主要起到支撑、分散、稳定催化活性物质的作用，同时TiO 2 本身也有微弱的催化 能力。选用锐钛矿型的TiO 2作为SCR催化剂的载体，与其他氧化物(如Al 2 O 3 、ZrO 2 )载体相 比，TiO 2抑制SO 2 氧化的能力强，能很好的分散表面的钒物种和TiO 2 的半导体本质。 2．对SCR催化剂的要求 理想的燃煤烟气脱硝催化剂需要满足以下条件： (1) 活性高为满足国家严格的排放标准，需要达到80%～90%的脱硝率，即要求催化剂有很高的SCR活性； (2) 选择性强还原剂NH 3主要是被NO x 氧化成N 2 和H 2 O，而不是被O 2 氧化。催化剂的 高选择性有助于提高还原剂的利用率，降低运行成本； (3) 机械性能好燃煤电厂大多采用高灰布置方式，SCR催化剂需长期受大气流和粉尘的冲刷磨损，并且安装过程对催化剂的机械强度也有一定的要求； (4) 抗毒性强烟气和飞灰中含有较多的毒物，催化剂需要耐毒物的长期侵蚀，长久保持理想的活性； (5) 其他 SCR催化剂对SO 2 的氧化率低，良好的化学、机械和热稳定性，较大的比表面积和良好的孔结构，压降低、价格低、寿命长。此外，还要求SCR催化剂结构简单、占地省、易于拆卸或装填。 3．催化剂类型 电厂烟气脱硝催化剂的主要类型有蜂窝式、板式和波纹式，结构如图2-23所示。蜂窝
各种烟气脱硫、脱硝技术工艺与优缺点 2019.12.11 按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 、湿法烟气脱硫技术 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90 ％，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80 ％以上。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。
系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石- 石膏法、间接的石灰石- 石膏法、柠檬吸收法等。 A 、石灰石／石灰- 石膏法： 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2 ，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3 ）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaSO4 ），以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90 ％以上。 石灰石/ 石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成
结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术 则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。 B 、间接石灰石- 石膏法: 常见的间接石灰石- 石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3 ·nH2O) 或稀硫酸( H2SO4 )吸收SO2 ，生成的吸收液与石灰石反应而得以再 生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法：
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/873109590.html, SCR、SNCR法烟气脱硝技术对比分析 作者：伏会方 来源：《中国化工贸易·上旬刊》2016年第07期 摘要：本文简要介绍了目前我国对于火电机组氮氧化物排放控制要求，燃煤机组烟气脱 硝技术背景及两种烟气脱硝主流技术SCR（选择性催化还原法）、SNCR（选择性非催化还原法）脱硝技术的技术原理、性能特点和工艺流程。分别对以液氨、尿素为原料的SCR、SNCR、SCR+SNCR脱硝技术方案工艺参数、工程投资、运行成本等进行对比分析。对不同工况、场合烟气脱硝技术方案选择提供参考。 关键词：SCR；SNCR；烟气脱硝 1 概述 随着我国经济的发展，在能源消费中带来的环境污染也越来越严重。其中，大气烟尘、 酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人类生存的四大杀手。燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。 为了应对日趋严重的大气环境污染。新的环保标准出台，《火电厂大气污染物排放标准》GB 13223-2011 2012年1月1日开始实施，环保标准超越欧美现行标准。从2012年1月1日 开始，所有新建火电机组氮氧化物排放量限值为100毫克/立方米；从2014年1月1日开始，所有火电投运机组氮氧化物排放限值为100毫克/立方米，2003年12 月31日以前投产或通过建设项目环境影响报告书审批的燃煤锅炉的排放限值为200毫克/立方米。 我国烟气脱硝项目起步较晚，目前国内运行的烟气脱硝项目所采用的工艺也是引进欧、美、日等发达国家和地区烟气脱硝技术，目前发展迅速。 2 烟气脱硝技术简介 火电厂烟气脱硝装置用于脱除烟气中氮氧化物（NOx），目前国内主流的烟气后处理脱 硝路线主要包括SCR（选择性催化还原法）和SNCR （选择性非催化还原法）。该类技术通 过将氨（NH3）或其衍生物（如尿素等）作为还原剂喷入烟气中，使还原剂与烟气中的NOx 发生还原反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O），从而达到脱除氮氧化物的目的。 2.1 选择性催化还原法（SCR） 在催化剂作用下，还原剂NH3 在相对较低的温度下将NO 和NO2 还原成N2，而几乎不发生NH3 的氧化反应，从而提高了N2 的选择性，减少了NH3 的消耗。该工艺于20 世纪70
浅谈脱硝催化剂再生方案及应用 摘要：随着《关于加强废烟气脱硝催化剂监管工作的通知》和《废烟气脱硝催化剂危险废物经营许可证审查指南》等一系列文件的正式发布，明确将废烟气脱硝催化剂列入《国家危险废物名录》，规范了废催化剂危险废物经营许可证（下称“危废许可证”）的办理和审批流程，统一了对废催化剂的认识、理解和做法。脱硝催化剂再生虽然在国内是全新的业务，但中国的SCR脱硝装置大量使用再生催化剂是大势所趋。关键词：废烟气脱硝催化剂，废催化剂再生，解决方案，蜂窝式催化剂 环保部2014年8月正式发布《关于加强废烟气脱硝催化剂监管工作的通知》(下称《通知》)和《废烟气脱硝催化剂危险废物经营许可证审查指南》（下称《指南》），将废烟气脱硝催化剂纳入危险废物进行管理。此《通知》和《指南》明确将废烟气脱硝催化剂（下称“废催化剂”）列入《国家危险废物名录》，规范了废催化剂危险废物经营许可证（下称“危废许可证”）的办理和审批流程，统一了对废催化剂的认识、理解和做法，为提升废催化剂再生、利用行业的整体水平，促进脱硝催化剂再生行业在中国的持续健康发展提供了政策保障。 福建龙净环保股份有限公司（龙净环保600388）从2012年11月开始正式涉足脱硝催化剂再生业务，与美国CoaLogix公司合资在2013年1月注册成立龙净科杰环保技术（上海）有限公司（下称“龙净科杰”），在2013年10月注册成立江苏龙净科杰催化剂再生有限公司（位于盐城环保产业园区，下称“盐城工厂”）。至2014年12月，盐城工厂一期15000立方米/年脱硝催化剂再生生产线将正式投产。盐城工厂正式投产前将完成危废许可证的取证，上海实验中心届时也将全面投入使用。 目前国内催化剂再生处于起步阶段，面临很多的问题。龙净环保作为国内环保产业的领军企业，有责任对此行业的良性健康发展起到引领和示范作用。经过两年多不断的探索实践，结合国外脱硝催化剂再生的经验，并对最新出台的《通知》、《指南》以及危险废物的相关政策法规进行认真学习，反复推敲，向各位领导及专家汇报如下： ?催化剂再生具有显著的经济效益和社会效益。 ?废催化剂纳入危险废物管理，其收集、贮存、运输、再生、利用和处置均须严格按危 险废物的规定执行，禁止现场再生。 ?龙净科杰的技术优势。 ?推荐脱硝催化剂采用“更换”方案而非“加层”方案。
蜂窝式低温脱硝催化剂的煅烧温度对催化性能的影响 摘要：本文对低温蜂窝脱硝催化剂制备工艺中煅烧工艺的温度进行考察，通过对比不同煅烧温度对催化剂产品性能的影响，得出结论：500℃煅烧的催化剂产品，表面微孔结构最细致均匀，比表面积比550℃和600℃的分别高4.3%和12.5%，150℃-270℃之间，相同烟气温度的工况下，500℃对应的催化剂脱硝效率比550℃、600℃对应的催化剂分别高5%和8%，同时强度并没有下降很多。 关键词：脱硝;低温催化剂;煅烧温度 前言 选择性催化还原(SCR)法是目前广泛采用的去除NOx的有效方法之一。工业应用的催化剂大多反应温度为300-500℃，才能发挥催化剂的最佳活性，而采用低温 (60-180℃)SCR催化剂能适应将SCR装置直接配置于电除尘之后，避免工业催化剂由于高温操作所必需的烟气预热能耗，又能减轻烟尘对催化剂的毒化作用，延长催化剂寿命。 蜂窝式脱硝催化剂的生产工艺中利用陶瓷化技术将具有脱硝活性的组分赋予一定的机械强度，使其能适应具有高灰分、烟气量大、高风速的工况[1]。目前，钛钨钒类蜂窝式脱硝催化剂基本采用600-615℃的煅烧工艺，但是实际上，根据组分的不同，不同金属之间的作用键的形成温度也是不同的[2]。本论文旨在探讨生产中不同煅烧温度对蜂窝催化剂性能的影响。 1 实验部分 1.1 催化剂制备工艺 本文中的18孔蜂窝式脱硝催化剂经过混炼(出料水分位28%，PH值为8.0)，预挤出(水分28%)，陈腐24小时，挤出(水分27.5%)，一干燥168小时(由一干燥转移至二干燥时水分为3%)，二干燥24小时(由二干燥转移至煅烧炉时水分≤2%)，煅烧50小时，切割等工段。 催化剂原料包括钛钨粉、硬脂酸、乳酸、纸浆棉、玻璃纤维、羧甲基纤维素、聚氧化乙烯。 1.2 催化剂的物相结构表征在X-射线粉末衍射仪(德国Bruker D8-Advance型)上室温下进行，使用Cu Kα射线源(λ=0.15418)，Ni滤波，工作电压为40kV，工作电流为40mA，扫描范围2θ为10-90°，步长为0.02°，扫描速度为10°/min，万特检测器检测。 1.3 催化剂比表面积测试使用的仪器是ASAP-2020型物理吸附仪(美国Micromeritics公司)。催化剂样品预先在-196℃下处理，然后进行测定。用BET公式和BJH模型计算样品的比表面积。
SCR 兑硝技术 SCR （ Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术， 近几年来发展较快， 在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物， 不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达 90鳩上），运行可靠，便于维护等 优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下， NH 犹先和NOx 发生还原脱除反应， 生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： 4NO 4NH 3 O 2 > 4N 2 6H 2O 2NO 2 4NH 3 O 2 > 3N 2 6H 2O 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（ 980C 左右）进行， 采用催化剂时其反应温度可控制在 300- 400C 下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间 的烟气温度，上述反应为放热反应，由于 NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温 度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280?420 C 的烟气中喷入氨，将NO X 还原成N 2和H 20。 吿毓恤翔
且主要反应如卩： ANO +4NH2 + 6 T 4 恥 + 6M? +4AW3 ->5^2 + 6 円2。 6N6 +8A7/3 T INCh +12血0 2NO2 + 42^3 + 6 T 咖 + 6H10 反应原理如图所示； 惟化剂 - - - - - —— - J - 1 e *NO.烟 气"L NO. 幺X*** N H) € . ?NO. Q X-* N % N0( $ K ? NH31 ? —> () ? > Nj ?” Hi 0 》N； ? 脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心，其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以，在火电厂脱硝工程中，除了反应器及烟道的设计不容忽视外，催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说，脱硝催化剂都是为项目量身定制的，即依据项目烟气成分、特性，效率以及客户要求来定的。催化剂的性能（包括活性、选择性、稳定性和再生性）无法直接量化，而是综合体现在一些参数上，主要有：活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式 脱硝原理
燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案 研 究 报 告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月
燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1 国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。
1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。1.1.3 燃料分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。 1.1.4 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 1.1.5技术局限 这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，
脱硝催化剂再生技术及应用 1脱硝催化剂再生的背景 NO X是主要大气污染物之一，是灰霾、酸雨污染及光化学烟雾的主要前驱物质。我国70%的氮氧化物排放均来自于煤炭的燃烧，电厂是用煤大户，如何有效控制燃煤电厂NO X 的排放已成为了环境保护中的重要课题。 在一系列政策、标准的驱动下，“十二五”期间，燃煤火电厂脱硝改造呈全面爆发增长趋势。截至2013年底，已投运火电厂烟气脱硝机组容量约4.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量的50%。预计到2014年底，已投运火电厂烟气脱硝机组容量约6.8亿千瓦，约占全国现役火电机组容量的75%。按中国每MW发电机组SCR脱硝催化剂初装量(两层)为0.80～1.1立方米(即0.80～1.1m3/MW)，SCR占95%以上估算，预计到2014年底，脱硝催化剂保有量约60万立方米。 脱硝催化剂的化学寿命基本上是按24000小时设计的，意味着运行三到四年后，其催化剂活性会降低。按照脱硝催化剂的运行更换规律，预计从2016年开始，废催化剂的产生量为每年10～24万立方米(约5～12Mt/a)，呈每年递增趋势。 环保部2014年8月正式发布《关于加强废烟气脱硝催化剂监管工作的通知》和《废烟气脱硝催化剂危险废物经营许可证审查指南》，将废烟气脱硝催化剂纳入危险废物进行管理。更换下来的废催化剂若随意堆存或不当处置，将造成环境污染和资源浪费。废催化剂的再生处理正是解决这些问题的最佳途径，具有显著的社会效益和经济效益。 作为燃煤电厂SCR脱硝系统的重要组成部分，脱硝催化剂成本约占脱硝工程总投资的35%左右。废催化剂进行再生处理可为电厂节约可观的催化剂购置费用，否则电厂除了需要投入大量的资金采购新催化剂外还需花费一定费用处理废催化剂。废催化剂进行再生，实现了中国有限资源的循环再利用，节约原材料，降低能耗，有利于环境保护。如果不进行再生，将造成资源的严重浪费，并对环境带来二次污染。 可以预见，脱硝催化剂再生虽然在国内是全新的业务，但中国的SCR脱硝装置大量使用再生催化剂是大势所趋。 2脱硝催化剂的失活机理 当催化剂运行一段时间后，不可避免地因为各种复杂的物理和化学作用而失活。再加上我国燃煤电厂多燃用劣质煤、运行煤种频繁变化以及燃煤成分复杂的特点，使得SCR脱硝催化剂的使用寿命缩短，催化剂的更换速度加快。 (1)催化剂的堵塞
SCR蜂窝式脱硝催化剂生产线 一、关于选择性催化还原技术概述： 我国目前氮氧化物排放总量已达到1800万吨，如果不采取有效措施，未来十五年中国氮氧化物排放将继续增长，到2020年可能达到3000万吨以上。我国是燃煤大国，燃煤电厂是氮氧化物首要排放源，约占总量的40%，将成为国家首批控制对象。 目前，利用选择性催化还原（SCR）技术将烟气中的氮氧化物脱除的方法是当前世界上脱氮工艺的主流。选择性催化还原法是利用氨（NH3）对NOx 还原功能，在320~400℃的条件下，利用催化剂作用将NOx还原为对大气没有影响的N2和水。“选择性”的意思是指氨有选择的进行还原反应，在这里只选择NOx还原。 2010年环保部发布的《火电厂氮氧化物防治技术政策（征求意见稿）》明确指出，氮氧化物是生成臭氧的重要前体物之一，也是形成区域细粒子污染和灰霾的重要原因。不仅如此，氮氧化物作为一次污染物，对人体健康有较大的危害。 2011年9月21日环保部发布了《火电厂大气污染物排放标准》，将氮氧化物的排放浓度限值统一确定为100mg/m3，新建机组执行时间从2012年起，老机组执行时间从2014年7月起，此排放浓度限值要求针对全国所有地区。据估计：到2015年，需进行氮氧化物改造的现有机组和新增机组8.17亿千瓦，估计投资1950亿元，年运行费用612亿元；电厂达标支出可以通过电价优惠政策给予补偿。
2011年11月30日，国家发改委出台了《国家采取综合措施调控煤炭和电力价格》，明确指出自2011年12月1日起，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支。 “升级”后的强制性国家污染物排放标准将成为控制火力发电厂大气污染物排放、改善我国空气质量和控制酸雨污染的推动力，伴随着选择性催化还原（SCR）技术的流行，在国内研发和生产适合SCR技术的各类形式的催化剂也应运而生，催化剂是整个SCR系统的核心和关键，催化剂的设计和选择是由烟气条件、组分来确定的，影响其设计的三个相互作用的因素是NOx脱除率、NH3的逃逸率和催化剂体积。在形式上主要有板式、蜂窝式和波纹板式三种。 目前，国内知名高校（如南开大学环境科学与工程学院、清华大学、北京工业大学、浙江大学热能研究所、华东大学、西安交大、南京理工大学、山西太原科技大学、哈尔滨工业大学、厦门大学、福州大学、西南化工研究设计院等）都在积极配合生产厂家研发蜂窝式催化剂。 目前用于火电厂蜂窝式催化剂主要原料为氧化钛TiO（俗称钛白粉），另加相关添加剂等，其规格：截面积一般为150×150mm，长度约1000mm至1500mm，蜂窝孔一般为方形（孔数不等） 二、关于SCR蜂窝式脱硝催化剂挤出成型的基本工艺流程：
选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术概述 王清栋 （能源与动力工程1302班1306030217） 摘要：对选择性催化还原脱硝技术进行概述，分析了其机理，并简要介绍催化剂的种类及钝化与中毒机理.最后，对SCR技术进行总结与展望. 关键词:选择性催化还原；烟气脱硝；氮氧化物 Overview of Selective catalytic reduction (SCR) flue gas denitration Wang Qingdong (Power and Energy Engineering, class 1302 1306030217) Abstract: selective catalyst reduction flue gas denitration is reviewed. Its mechanism is analysed and catalyst is given a brief introduction. Catalyst passivation and poisoning mechanism is analysed. Finally, the summary and prospect of the technology are given. Keywords: SCR; NO x; flue gas denitration. 1.前言 氮氧化物是造成酸雨的主要酸性物质之一，是形成区域微细颗粒物污染和灰霾的主要原因，也是形成光化学烟雾的主要污染物，会引起多种呼吸道疾病，是“十二五”期间重点控制的空气污染物之一.2011年初通过的“十二五”规划纲要，要求NO x减少 10%，从而使NO x成为我国下一阶段污染减排的重点.烟气脱硝技术与NO的氧化、还原及吸附特性有关.根据反应介质状态的不同，分为干法脱硝和湿法脱硝.目前，已经在火力发电厂采用的烟气脱氮技术主要是选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原 （SNCR），其中采用最多的主流工艺是选择性催化还原法. 2.SCR反应原理 选择性催化还原脱氮是在一定温度和有催化剂存在的情况下，利用还原剂把烟气中的NO x还原为无毒无污染的N2和H2O.这一原理与1957年在美国发现，该工艺最早却在20世纪70年代的日本发展起来的. SCR 原理图如图一所示 氨气被稀释到空气或者蒸汽中，然后注入到烟气中脱硝，在催化剂表面，氨与NO x 生成氨气和水.SCR过程中的主要反应如下： 4NO+4NH3+O24N2+6H2O 基于V2O5的催化剂在有氧的条件下还对NO2的减少有催化作用，其反应式为 2NO2+4NH3+O23N2+6H2O
图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图 脱硝工艺介绍 1脱硝工艺 图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置 目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR和SNCR/SCR 1.1 联 80～90% 气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N 2和H 2 O。SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而 且脱硝效率一般只有50~70%。 三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。 表1 烟气脱硝技术比较
烟气中，与烟气中的NOx混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作用下，氨气（NH 3 ）将烟气 中的NO和NO 2还原成无公害的氮气（N 2 ）和水（H 2 O）（图3-6）。这里“选择性”是指氨有选 择的与烟气中的NOx进行还原反应，而不与烟气中大量的O 2 作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。 图2 SCR反应示意图 SCR反应化学方程式如下： 4NO + 4NH 3 + O 2 → 4N 2 + 6H 2 O （3-1）
2NO 2 + 4NH 3 + O 2 → 3N 2 + 6H 2 O （3-2） 在燃煤烟气的NOx中，NO约占95%，NO 2 约占5%，所以化学反应式（3-1）为主要反应，实际氨氮比接近1:1。 SCR技术通常采用V 2O 5 /TiO 2 基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积 专用锐钛型TiO 2作为载体，（钒）V 2 O 5 作为主要活性成分，为了提高脱硝催化剂的热稳定性、 机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO 3、（钼）MoO 3 、玻璃纤维等作为助添 加剂。 催化剂活性成分V 2O 5 在催化还原NOx 的同时，还会催化氧化烟气中SO 2 转化成SO 3 （反 应 NH 4 。 后处理 2 ）以 ?会增加锅炉烟道系统阻力900~1200Pa； ?系统运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，两者 在空预器低温换热面上易发生反应形成NH 4HSO 4 ，进而恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，因此 需要对空预器采取抗NH 4HSO 4 堵塞的措施。 2.2S CR技术分类 烟气脱硝SCR工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图3）：高灰型、低灰型和尾部型等。
SCR 脱硝技术 SCR （Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx 发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： O H N O NH NO 22236444+→++ O H N O NH NO 222326342+→++ 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将X NO 还原成2N 和O H 2。
SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式