SCR，SNCR和SNCR/SCR烟气脱硝技术的应用及对比

王继华

(中国华电科工集团有限公司，北京 100160)

0 引言

燃煤电厂机组运行过程中，排放的烟气中含有大量的NOx，造成严重的环境污染，影响空气质量。为降低烟气中NOx的排放量，加强环境保护，各燃煤电厂陆续开始增设脱硝装置。目前，成熟的燃煤电厂NOx控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术(LNB)，烟气脱硝技术包括选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)和SNCR/SCR联用技术[1]等。本文主要介绍3种烟气脱硝技术的应用及对比。

1 SCR，SNCR和SNCR/SCR脱硝技术简介

1.1 SCR脱硝

SCR化学反应机制比较复杂，但主要反应是在一定的温度和催化剂作用下，还原剂有选择地把烟气中的NOx还原为无毒无污染的N2和H2O，工业应用的还原剂主要是氨，其次是尿素。液氨或氨水在蒸发器蒸发后喷入系统中，在催化剂的作用下，氨气将烟气中的NOx还原为N2和H2O。SCR反应温度为250～450 ℃，主反应方程式(催化剂作用下)：

副反应方程式：

布置方式：(1)高尘布置：脱硝装置布置在锅炉的省煤器与空气预热器(以下简称空预器)之间，如图1a所示；(2)高温除尘低尘布置：脱硝装置布置在高温除尘装置后，如图1b所示；(3)脱硫后低尘布置：脱硝装置布置在脱硫装置后，如图1c所示。目前已建SCR法脱硝装置大多采用高尘布置方式。SCR主要性能指标包括脱硝效率、NH3逃逸率、SO2/SO3转化率等。

国投伊犁能源开发有限公司国投伊犁热电(2×330 MW)脱硝工程，由中国华电科工集团有限公司做脱硫、脱硝系统设计-采购-施工(EPC)总承包。该项目为2011年新建机组，同步建设脱硫、脱硝装置。烟气脱硝采用SCR法，氨作还原剂，每台锅炉设置2台反应器，SCR反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间(属高尘布置方式)；采用2+1(备用)层蜂窝式催化剂，用声波吹灰器进行吹灰。该机组2012年投运，脱硝效率达到80%以上。

1.2 SNCR脱硝

在不采用催化剂的条件下，在炉膛(或循环流化床分离器)内烟气适宜处(反应温度窗口为850～1 100 ℃)均匀喷入氨或尿素等还原剂，与烟气中的NOx反应生成N2和H2O[2]。SNCR主要性能指标包括脱硝效率、NH3逃逸率等。主反应方程式：

当温度高于温度窗口时，NH3的氧化反应开始起主导作用，反而生成NO，副反应方程式：

河北华电石家庄热电有限公司4×410 t/h 锅炉脱硝改造工程，由中国华电科工集团有限公司做EPC总承包。采用颗粒尿素作还原剂[3]，系统由尿素公用区和SNCR区组成。2014年系统投入运行，脱硝装置出口NOx排放质量浓度<100 mg/m3(标态，干基，6% O2，下同)。

王继华：SCR，SNCR和SNCR/SCR烟气脱硝技术的应用及对比

图1 脱硝装置布置方式

1.3 SNCR/SCR联用技术

在烟气流程中分别安装SNCR 和SCR 装置。在SNCR区段，通过布置在锅炉炉墙上的喷射系统，首先将还原剂喷入炉膛，高温下还原剂与烟气中的NOx发生非催化还原反应，实现初步脱氮；在SCR区段利用SNCR工艺逃逸的氨气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N2和H2O。其主要反应如下。

氨为还原剂：

尿素为还原剂：

当温度超过反应温度时，氨会被氧化成NOx：

与单一的SCR技术和SNCR技术相比，SNCR/SCR联用烟气脱硝技术的优点有：联用技术脱硝效率接近SCR技术；催化剂用量少；SCR反应器体积小，空间适应性强；脱硝系统阻力小；减少SO2向SO3的转化，降低腐蚀危害；可以方便地使用尿素作为脱硝还原剂。SNCR/SCR联用技术是将SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高脱硝效率及低的氨逸出率有效结合[4]。

新疆华电哈密热电有限责任公司#5，#6机组脱硝改造工程，由中国华电科工集团有限公司做EPC总承包。该项目采用低氮燃烧(LNB)+SNCR/SCR脱硝工艺，颗粒尿素作还原剂，炉侧设置LNB，SNCR喷射系统安装在锅炉炉膛上，SCR装置安装在锅炉省煤器出口至空预器入口之间(属高尘布置方式)，反应器布置在空预器上方，每台锅炉按一台反应器设计，每台反应器布置一层板式催化剂，采用声波吹灰器进行吹灰。2014年系统投入运行，脱硝装置出口NOx排放质量浓度<100 mg/m3。

1.4 SCR，SNCR和SNCR/SCR脱硝工艺比较

3种烟气脱硝技术的综合对比见表1。选择烟气脱硝技术需根据机组的实际情况，综合比较各技术的优缺点，做到既满足国家环保要求，又不造成资金浪费。

2 脱硝控制系统配置方案

2.1 脱硝系统控制方式

依据燃煤电站运行特点及脱硝系统与锅炉的关系，对于2台锅炉的脱硝系统，通常可以考虑以下3种脱硝系统控制方式。

(1)脱硝反应区控制直接采用分散控制系统(DCS)或可编程逻辑控制器(PLC)控制站，控制站布置在单元机组电子设备间内，直接接入主机组控制系统；还原剂制备区控制设备采用DCS/PLC远程站或远程I/O，布置在还原剂制备区就地电子设备间内，通过光纤连入2台机组的公用DCS/PLC网。

表1 3种烟气脱硝技术的综合对比

通过上述控制方式，整个脱硝系统的监视和控制可直接在单元机组控制系统操作员站上完成。该方案中的脱硝反应区及还原剂制备系统只是整个DCS网中的一个分支系统。脱硝控制系统软硬件应与主机系统一致。

(2)脱硝反应区部分的控制方式同上述方式；考虑还原剂介质的特殊性，将脱硝还原剂制备区视为燃煤电站辅助车间，对其采用PLC设备，就地设控制室，重要信号通过硬接线连入主机DCS，制备区控制纳入全厂辅控网，从而减少对机组运行人员的干扰。在单元机组操作员站上完成脱硝反应区的监控，在辅控网上实现脱硝还原剂制备区的监控。

(3)脱硝反应区控制直接采用DCS或PLC控制站，控制站布置在脱硫电子设备间内或反应器平台上，直接接入脱硫控制系统；还原剂制备区控制设备采用DCS/PLC远程站或远程I/O，布置在还原剂制备区就地电子设备间内，通过光纤连入2台机组的公用脱硫网。脱硝系统重要信号通过硬接线连入主机DCS，整个脱硝系统的监视和控制直接在脱硫控制室内完成。此种控制方式适合脱硫脱硝为建设-经营-转让(BOT)运营模式的项目。

2.2 控制机柜布置

不论采用哪种脱硝工艺方案和控制方式，脱硝还原剂制备区的控制机柜均统一布置在就地电子设备间。根据脱硝工艺方案、控制方式及甲方的具体要求，脱硝反应区控制柜的布置方式通常可以考虑以下几种方案。

(1)布置在单元机组电子设备间。控制柜电源取自机组DCS电源柜，电缆敷设可利旧使用部分主机电缆通道，便于单元机组对脱硝系统设备的监控。适用于采用2.1章节中第(1)，(2)种控制方式的脱硝系统。

(2)布置在脱硝平台上或脱硝烟气自动监控系统(CEMS)小间。控制柜电源可取自机组电源柜，亦可取自就近脱硝电气电源；控制电缆的距离较短，电缆敷设和检修维护方便。适用于各种控制方式的脱硝系统。

(3)布置在脱硫电子设备间。控制柜电源取自脱硫DCS电源柜，电缆敷设可利旧使用部分脱硫电缆通道，便于脱硫对脱硝系统设备的监控。仅适用于采用2.1章节中第(3)种控制方式的脱硝系统。

3 结束语

截至2018年，全国90%以上的火电厂已设有脱硝装置，大部分电厂已完成烟气脱硝超低排放改造。SCR，SNCR，SCR/SNCR联合脱硝技术广泛应用于全国各类火电燃煤机组，每种技术的优缺点较为明显。设计时应根据改造机组的工艺参数、地理位置、空间要求等情况，合理地选择脱硝技术方案和控制方式。