浅谈电力脱硝新技术的发展趋势

内容导读：目前在我国，SCR脱硝催化剂还是一个新兴的行业，脱硝形势的高速发展带来了巨大的市场空间，绝大多数企业对新技术的开发与应用还没有大力发展。但是很多厂家已经高度重视，不少企业在自主研发、成果转化、产学研结合方面，积极开发催化剂的新技术，如国电龙源、江苏峰业、远达环保等。
　　
　　（1）低温催化剂
　　
　　目前，以NH3为还原剂的选择性催化还原技术脱除NOx是一种应用最广的烟气脱硝技术。工业的SCR催化剂操作温度为300℃-400℃，因此通常将SCR反应器置于除尘器前，但因些会使催化剂受到高浓度烟尘的冲刷、磨损和飞灰中杂质的污染，烟温过高时会导致催化剂烧结、失活，甚至发生NH3被氧化为NOx等。而将SCR装置置于除尘器后，将会消除烟尘和杂质对催化剂寿命的影响，但此时的烟气温度只有150℃~200℃，因此，研究具有良好活性的低温SCR催化剂成为国内外众多学者研究的热点。
　　
　　（2）催化剂再生技术
　　
　　催化剂价格昂贵，在烟气脱硝工程中占资金投入比重较大，且属于消耗品。对于可逆性中毒的催化剂和活性降低的催化剂可以通过再生重新利用，再生费用只有全部更换费用的20%-30%，而活性可恢复到原来的60%-100%，甚至更高。因此，催化剂再生技术的运用是降低运行成本的有效方法之一。
　　
　　目前催化剂再生技术主要有：水洗再生技术和酸、碱液处理再生技术，SO2酸化热再生技术、热（还原）再生、废钒催化剂提取钒手工艺等。
　　
　　（3）多污染物协同控制技术
　　
　　1）MPC2011多污染物高效协同系统控制技术以燃煤火电厂烟尘、SO2、NOx、Hx等多个污染物综合协同控制为手段，通过对现有技术的优化整合以及新技术、新设备的引进和研发，形成适合典型区域、典型煤种、典型机组的多污染物高效协同控制技术。
　　
　　该技术已应用于重庆合川双槐电厂2*660MW扩建工程，在满足最新大气排放标准条件下，实现NOx脱除率≥80%、粉尘脱除率≥99.84%、SO2脱除率≥95%、Hg脱除率≥80%（预留）的多污染物协同控制的目的。
　　
　　2）机催化集成净化（脱硫、脱硝、脱汞）技术是针对我国大型火电厂烟气工况条件，进行消化、吸收、引进与创新后形成的工业化应用成套技术。该技术在欧洲电厂项目拥有工业化运行业绩，在国内钢铁冶炼气治理领域也已经取得市场突破，而在国内火电领域还没有实际应用。
　　
　　有机催化集成净化技术可实现脱硫、脱硝、脱汞集成净化效果，并达到国家要求的排放标准；脱硝可在低温下进行，适用于电厂，也可适用于冶炼厂；工艺路线与传统还原工艺不同，可产生硝酸铵、硫酸铵等资源化副产物，变废为宝，增加副产品经济价值。
　　
　　（4）工业锅炉脱硫脱硝技术
　　
　　鉴于燃煤工业锅炉的炉膛结构和燃烧方式有别于发电锅炉，且锅炉容量较小，运行方式也不相同，火电厂氮氧化物污染防治技术政策中推荐的技术措施，难以在燃煤工业锅炉上实施。为此，燃煤工业锅炉氮氧化物的减排技术应在推广循环流化床锅炉的基础上，针对燃煤锅炉以层燃炉为主的特点开发相应的专有脱硝技术。
　　
　　循环流化床锅炉煤种适应性强，运行时炉膛温度一般在900℃左右。在此温度条件下，烟气中热力型NOx未生成，因此出口NOx可以有效控制在350mg/Nm3以下，如果合理调配一次风、二次风和助燃风的比例，NOx甚至可以控制在250mg/Nm3以内。SNCR烟气脱硝技术在合适的烟气温度和混合条件下可以获得较高的脱硝效率。而循环流化床旋风分离器的温度一般也超过850℃，为SNCR脱硝技术提供了良好的反应温度与空间条件。2012年国内主要环境工程公司在循环流化床烟气进行的SNCR脱硝技术工程实际运行经验表明，在合理设计及采用氨水作为还原剂的基础上，SNCR脱硝技术的脱硝效率可以超过70%，出口氮氧化物的排放浓度均低于100mg/Nm3。且对锅炉负荷的变化跟踪比较及时，完全能够满足2012年开始实施的火电厂新NOx排放标准。对于炉膛尺寸较小的煤粉炉，配合低氮燃烧器的改造，将原始NOx控制在250mg/Nm3以下，通过改变还原剂喷枪的性能。单独的SNCR脱硝技术也可以实现达标排放，脱硝效率可以超过68%。
　　
　　对于以煤粉炉和水煤浆炉为代表的室燃炉，一些环境工程公司也在进行SCR脱硝技术的工程实践，且针对的也是单台锅炉蒸吨数较大的锅炉。对于SCR脱硝技术，在工业锅炉上应用的主要障碍为SCR反应器的布置及SCR脱硝催化剂耐受性的开发。在脱硝反应器布置方面，为获得一个较理想的SCR反应温度区间和SCR反应器的安装空间，可以通过对锅炉的省煤器和空预器进行改造实现。主要改造的工作有：1）将下级空预器下移，以腾挪出安装空间；2）对省煤器进行部分截短并上移，提高烟气出口温度的同时增加SCR反应器的安装空间。

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