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1、电力行业
1.1行业背景
近年来，工业化、城市化、市场化的快速发展对电力的需求急剧膨胀，极大的刺激了电力行业投资规模的扩张，在以火电为主的发电结构下，决定了电力行业是高能耗、高污染的行业。2001年以来，电力行业一直是重污染性污染行业。
据不完全统计，我国火电发电设备容量累计达8.4亿千瓦，占同期全国总装机容量的72%，较往年略有下降；水电和核电发电设备容量占同期总装机容量的21%，基本与往年同期持平。火电在新增产能中开始弱化，在存量产能中的主导地位依然牢固。
在火力发电机组中，主要可划分为燃煤型机组和燃气机组。燃煤机组产生的污染属于典型的煤烟型污染，以烟尘和酸雨的危害，主要污染物有烟尘、硫氧化物(so2、so3)、氮氧化物（nox）、二氧化碳、微量重金属等；针对燃气机组主要且首要污染物为氮氧化物（nox）。
煤炭作为我国现行主要能源结构之一，约占总能源60%。六大发电集团的日均耗煤量也持续走高；电煤消耗攀升导致了火电厂污染排放负荷加大，为了实现排污总量控制或者排污消减，环保政策严格化、排放标准执行低标准；一些地区正在推行燃气机组替代燃煤机组，但是受燃气机组上网电价和供热价格均高于燃煤机组加重了发电企业和地方的负担；天然气供需矛盾的日益加剧等因素影响将导致燃气机组运营面临的风险加大。
1.2环保政策及排放标准
2011年环保部颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（gb13223-2011）,2012年实施；2014年7月1日起，现有所有的火力发电锅炉及机组均执行表1标准；重点地区执行表2标准；详见下页表1、表2；根据目前现有环保政策及大气污染现状，环保标准日益严格，为适应未来新的环保要求，很多地区和企业不在是执行地区或者重点地区的环保标准；而是提出了“超低排放”、甚至“超超低排放”；
二、脱硝工艺
针对目前应用成熟、且运行稳定的主流脱硝工艺分为：
①sncr-选择非催化还原技术
②scr -选择性催化还原技术
③sncr+scr联合脱硝技术
④强氧化脱硝
各脱硝工艺对比：
项目 scr sncr sncr+scr 强氧化脱硝
还原剂 nh3或尿素 nh3或尿素 nh3或尿素 臭氧、次氯酸、次氯酸钠等强氧化剂
反应温度 250~420℃ 850~1150℃ 前段：850~1150℃，后段：250~420℃ 120~150℃
催化剂 tio2，v2o5，wo3 不使用催化剂 后段加装少量tio2，v2o5，wo3 不使用催化剂
脱硝效率 70~90% 30~70% 40~80% 30~80%
反应剂喷射位置 多选择省煤器与scr反应器间的烟道内 通常在炉膛内喷射 综合sncr和scr 烟道出口
nh3逃逸 小于3ppm 5~8ppm 小于5ppm 无
so2/so3氧化 会导致so2/so3氧化 不导致so2/so3氧化 so2/so3氧化较scr低 会导致so2/so3氧化
对空气预热器影响 催化剂中的v、mn、fe等多种金属会对so2的氧化起催化作用，so2/so3氧化率较高， nh3与so3易形成nh4hso4而造成堵塞或腐蚀 不会因催化剂导致so2/so3的氧化，造成堵塞或腐蚀的概率低于scr和混合sncr-scr so2/so3氧化率较scr低，造成堵塞或腐蚀的概率较scr低 因为在空预器后方，故对空预器无影响
系统压力损失 催化剂会造成较大的压力损失没有压力损失 催化剂用量较scr少，产生的压力损失相对较小主要压力损失来源于烟道部分
燃料的影响 高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化 无影响 与scr相同 无影响
锅炉的影响 受省煤器出口烟气温度的影响 受炉膛内烟气流速、温度分布及nox分布影响 综合sncr和scr 无影响
占地空间 大（需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统） 小（锅炉无需增加催化剂反应器） 较小（需增加小型催化剂反应器） 较小，常与湿法脱硫一起应用
1、sncr脱硝工艺技术简介
1.1 sncr脱硝原理
sncr技术，即选择性非催化还原技术，它是目前主流的烟气脱硝技术之一。在炉膛850~1150℃这一温度范围内、无催化剂作用下，nh3或尿素等还原剂可选择性地还原烟气中的nox，基本上不与烟气中的o2作用，据此发展了sncr烟气脱硝技术。在850~1150℃范围内，nh3或氨水还原nox的主要反应为：
nh3为还原剂
4no + 4nh3 + o2 → 4n2 + 6h2o
4no2 + 2nh3 + o2 → 3n2 + 6h2o
尿素为还原剂
6 co(nh2)2+8 no2+o2→10 n2+6 co2+12 h2o
1.2 sncr脱硝还原剂的选择
用于 sncr脱硝工艺中常使用的还原剂有氨水、液氨和尿素溶液。若还原剂使用液氨，优点是脱硝系统储罐容积可以较小，还原剂价格；缺点是氨气有毒、可燃、可爆，储存的安全防护要求高，需要经相关消防安全部门审批才能大量储存、使用；另外，输送管道也需特别处理；需要配合能量很高的输送气才能取得一定的穿透效果，一般应用在尺寸较小的锅炉或焚烧炉，不推荐使用。若还原剂使用氨水，氨水有刺激性气味，挥发性和腐蚀性强，有一定的操作安全要求，但储存、处理比液氨简单；由于含有大量的稀释水，储存、输送系统比氨系统要复杂；氨水喷射性能，穿透能力比气氨好，但其挥发性比尿素溶液大，应用在墙式喷射器的时候仍然难以深入到大型炉膛的深部，因此一般应用在中小型锅炉上。还原剂采用尿素溶液，尿素溶液不易燃烧，无色无味，运输、储存、使用比较简单安全；挥发性比氨水小，在炉膛中的穿透性好；由于固体尿素溶于水是一个吸热反应并且在一定温度下尿素将结晶析出，故此必须保持溶解罐、储罐及管道系统内尿素溶液在一定温度范围内以防止尿素的结晶析出。因此尿素为还原剂的建设投资和运行费用较氨水脱硝大。
还原剂 优点 缺点 选用建议
液氨 还原剂和蒸发成本低；体积小。 为了防止液氨溢出污染，需要较高的安全管理投资；风险较大。 新建电厂，若液氨贮存场地满足相关的安全标准、规范要求，并取得危险化学品管理许可，可以使用。
氨水 采用20%—25%氨水在存储时并无特别要求，液体溢出后，扩散范围较液氨小；浓度范围较易控制。 氨水脱硝对sncr整体制造工艺要求较高，氨水作为化学剂都要设计溢流及紧急泄露处理装置。 一般煤化工企业使用较多，企业可以根据锅炉工况直接配置还原剂浓度，从而节省的软水的消耗。脱硝效率高、反应温度窗口叫尿素低，范围稍广
尿素
溶液 没有溢出危险。设备占地面积小；对周围环境要求较低； 还原剂制备相对于氨水脱硝要复杂，系统设备投资大，还原剂成本高。 在人口密度高，或特别强调安全的情况下，推荐使用。
1.3 sncr脱硝技术的优点
（1） sncr 脱硝技术不使用催化剂，运行成本低，有很大的经济优势。
（2） sncr 脱硝建设周期短，基建投资少。
（3） 由其反应机理，比较适合于现有机组中小型电厂改造项目。
（4） 此法的脱硝效率约为40%-70%，尤其适用循环流化床锅炉烟气脱硝。
（5） sncr 技术是已投入商业运行的比较成熟的烟气脱硝技术。
（6） 现代更有效的雾化控制模式、更精确的nox 测量技术可更好地控制脱硝剂的喷入剂量和混合程度，使其可获得高稳定的脱硝效率。
2.scr脱硝工艺
2.1scr系统工艺说明
在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法(scr)是脱硝效率，相当为成熟的脱硝技术，目前已成为国内外电站脱硝应用的主流技术。
scr技术是还原剂(nh3、尿素)在催化剂作用下，选择性地与nox反应生成n2和h2o，而不是被o2所氧化，故称为“选择性”。主要反应如下：
no+no2＋2nh3→2n2+3h2o
4no +4nh3＋o2→4n2+6h2o
对于scr工艺，选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨。尿素法是先将尿素固体颗粒在容器中完全溶解，然后将溶液泵送到热解炉中，在高温的条件下尿素与水反应生成氨气；氨水法，是将25％的含氨水溶液通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽；纯氨法是将液氨在蒸发槽中加热成氨气，然后与稀释风机的空气混合成氨气体积含量为5％的混合气体后送入烟气系统。
2.2scr工艺影响因素
在scr系统设计中，相当重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、so3浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃逸等。
烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的温度，这是每种催化剂特有的性质，因此烟气温度直接影响反应的进程；如本工程选择的催化剂，可在烟温300～400℃之间运行，低于低限温度或高于高限温度运行，催化剂就都会失活。
烟气流速直接影响 nh3与 nox的混合程度，需要设计合理的流速以保证 nh3与 nox充分混合使反应充分进行，流速的选择应避免烟灰在催化剂上的积累，并且要避免对催化剂的磨损，对于燃煤机组高尘布置的情况。
反应需要氧气的参与，当氧浓度增加催化剂性能提高，直到达到渐近值。
氨逃逸是影响scr系统运行的另一个重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，nox脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值；一般要求氨逃逸不大于3ppm。
2.3scr工艺催化剂的选择
scr 系统中的重要组成部分是催化剂，各种催化剂活性成分均为wo3和v2o5。当前流行的成熟催化剂有蜂窝式、波纹状和平板式等。平板式催化剂一般是以不锈钢金属网格为基材负载上含有活性成份的载体压制而成；蜂窝式催化剂一般是把载体和活性成份混合物整体挤压成型；波纹状催化剂外形如起伏的波纹，从而形成小孔。
催化剂的比表面积是单位体积的催化剂的几何表面积。蜂窝式催化剂的比表面积比板式催化剂大。由于脱硝反应是气相反应，需要大量的反应面积。在同样的烟气条件下，比表面积大就表示所需要的催化剂体积量少，反应器尺寸和相应的钢结构也较小。但蜂窝催化剂的单位价格较高，尽管体积数较小，总投资仍然较高。
蜂窝式催化剂的相邻蜂窝孔隙的中心距，即节距。节距的大小取决于烟气中的含尘量。高粉尘含量时选择大节距的结构，以减少催化剂被粉尘堵塞的发生。由于制造工艺的原因，蜂窝式催化剂可以在不改变催化剂外部尺寸的情况下，较容易地改变节距，适应不同的应用场合。但由于蜂窝催化剂与烟气接触的边界较多，因而比板式催化剂更容易堵塞。
板式催化剂是以不锈钢金属网作为中心支撑体，再在外面覆盖上催化剂活性成分。蜂窝形催化剂是以催化剂活性成分与承载材料混合压制而成的。所以板式催化剂的强度比蜂窝式催化剂高。这样板式催化剂抗烟气中的灰粒子的冲刷能力较强。对于蜂窝催化剂，在催化剂入口后区段内，烟气形成层流，磨损较小，可以忽略。同时越接近催化剂的壁面，烟气的速度越低，磨损越轻。所以，可以在催化剂入口部分加以硬化处理以提供更进一步的保护，抗磨能力可大大提高。但这样处理会提高相当程度的造价。
3.sncr+scr联合脱硝技术
sncr+scr联合脱硝技术，即融合了sncr、scr混合工艺，分二段进行；scr工艺段还原剂的来源于前段sncr喷射的氨水/尿素溶液；通过前段sncr炉膛脱硝，减轻后面scr催化剂脱硝反应负荷，同时利用前段没有参与反应/逃逸的***在催化剂的作用下，完成还原反应，降低反应氨逃逸，减少单纯scr反应所需催化剂的使用量。
4.强氧化剂脱硝技术介绍
强氧化剂脱硝是一种低温氧化技术，强氧化剂脱氮氧化物系统以高阶氮氧化物优良的溶解性和酸碱中和反应为基础。典型燃煤锅炉燃烧过程中产生的nox主要组成为：约95％no和5％no2。no不容易溶于水，同时也不和碱性物质反应，而no2是相对易溶于水，同时可以和吸收反应中的碱性物产生中和反应生成盐，可以很容易的溶解在水中形成硝酸。强氧化剂脱硝系统采用强氧化剂作为脱硝的反应物，把强氧化剂通过喷氧格栅均匀的注入烟气中，把不溶性的氮氧化物（no）转变成为水溶性氮氧化合物no2或n2o3，或n2o5，n2o5高度可溶性，并迅速与烟气中的水分发生反应，形成硝酸。no经强氧化剂转化后进入吸收塔，在吸收塔中no2、n2o5等氮氧化物迅速的与喷淋下来的碱性浆液接触反应，生成硝酸盐等物质，随着吸收副物硫酸盐一起进入吸收后处理装置。强氧化剂与nox的反应是非常快速的，这使强氧化剂成为在处理nox时具有较高的选择性，通过控制反应时间和强氧化剂的数量很容易控制对co和sox等化合物的氧化反应，在脱硝中强氧化剂利用率高。
与no之间的关键反应如下：
no+o3→no2+o2 （1）
no2+o3→no3+o2 （2）
no3+no2→n2o5 （3）
no+o+m→no2+m （4）
no2+o→no3 （5）
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